概要及主要观点：
1、光伏：
事件1：9月9日至10日，二十国集团(G20)领导人第十八次峰会在印度新德里召开。峰会通过《二十国集团领导人新德里峰会宣言》，#同意到2030年将全球可再生能源产能增加两倍，并接受逐步减少煤炭发电的必要性，但没有制定主要气候目标。
#事件2：11月8日晚，上交所披露再融资新规执行情况，对上市公司再融资节奏/规模等从严从紧安排，预计光伏新产能释放将呈收敛迹象。
#事件3：11月8日，中美气候变化加州会谈达成积极成果，中美关系缓和，贸易壁垒或有改善。
#事件4：11月9月上午，工信部传拟于11.13举行光伏座谈会引导行业产能合理布局，会议规格高于此前，反映产业政策逐渐发力引导产能健康发展。
#事件5：11月15日，中美两国11月15日发表关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明。声明指出，在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述#努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到2030年在2020年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。
分析：阳光之乡声明释放积极信号，可再生能源装机需求依然乐观。截止2020年末，可再生能源装机为2799GW，其中水力发电、风能、能、生物能源的总装机量达1331GW、713GW、733GW、126GW。由于水电资源开发周期较长，以及资源开发较充分，生物能源还处于发展早期，预计2020-2030年新增装机以风+光为主，20年全球可再生能源装机，按照三倍目标，预计2021-2030年新增装机约5600GW，预计21-30年年均新增装机560GW。而当前21-22年年均新增装机287GW，因此23-30年年均新增装机高达628GW。
光伏需求预测底部坚实，TW时代有望超预期实现。未来可再生能源新增装机中，光伏预计为主要来源，预计2021-2030年平均新增装机在400GW左右。平价时代，政策端的需求规划往往跟不上市场端的地面电站实际建设热情，因此在实际情况中，400GW预计为需求的预测下限，TW时代有望超预期提前来临。
预计2023年全球新增光伏装机中性预期将达到414GW，乐观预期将达446GW。特别中国市场，预计2023年新增光伏装机将达194GW，同比增长104%。据国际能源署（IEA）预测，全球光伏制造能力将在2024年几乎翻倍，达到接近1太瓦的规模，远超目前市场承载范围。
（1）未来光伏市场需求增长情况
中欧美成熟市场增长趋势：基数大，增速慢，但绝对值大。
①今年中国近200GW的新增装机，大型地面光伏应用，特别是九大新能源基地，随着
特高压项目逐步建成，叠加中国源网荷储应用的推进，预计大型地面电站项目装机规模稳步增长。未来分布式（包括户用系统和工商业系统）仍将保持快速增长，特别是工商业应用，叠加储能成本降低，在长三角和珠三角等峰谷电价大的地区，光伏+储能的应用更加广泛。
②今年欧洲市场因为库存高的原因，市场价格走低，预计要到明年Q1末消化库存，但随着组件和储能价格大幅下降，分布式市场需求仍稳步增长，同时，地面电站项目占比快速提升。
③美国市场需求主要受供应链紧张因素导致不能很好的满足，随着印度制造和追溯
要求更清晰，供应紧张的情况会得到一定程度的缓解，预计2025年美国国内新增产能陆续释放，如果IRA补贴政策顺利执行，供应紧张的情况将得到极大缓解，因此美国市场需求将快速增长。
价格敏感市场/新兴市场增长趋势：基数小，增长空间大，增速快，随着设备价格降低，在自然资源条件好的国家和地区，例如中东、南非等市场需求将快速增长。
综合来看，未来全球光伏市场仍将保持20%-30%的增速。
（2）光伏市场竞争格局变化趋势
短期（半年到一年的时间），头部企业通过成本优势提升市场份额，个别头部企业受到资本市场再融资收紧的影响，负债率偏高，经营性现金流不能覆盖资本性支出，可能放缓新产能投产节奏；二、三线企业不得不减产、停产，甚至退出行业，特别是在春节前后；因此规划的新产能可能会放缓、暂停，甚至取消建设，从而明年下半年的市场竞争格局大概率好转。
长期来看，竞争格局将由技术创新和市场渠道优势决定。
①头部企业都在加大研发投入，除了当前主流的TOPCon电池技术之外，HJT、BC以及钙钛矿等电池技术也都研发、中试，HJT/BC都是多年前的基础研究，现在是要降低成本规模化量产，更远期的是头部企业与科研机构联合进行的类似钙钛矿技术方面的基础研究，形成自有的专利池，从而在技术方面占据主导优势地位。
②头部企业在全球应用市场的布局相对完善，建立了完善的销售服务队伍网络，在主要光伏市场有先发优势。海外市场占比超过50%。
2、11月20日，国家能源局发布2023年1-10月份全国电力工业统计数据，光伏装机数据很彪悍：今年前10个月，我国实现光伏新增装机142.56GW，比去年同期增长84.32GW，同比增长144.78%。
截止2023年10月，国内光伏累计装机规模为535.76GW，1~10月新增142.56GW，10月份新增规模约为14.68GW。
分析：1-10月的光伏装机，去年比前年翻了整整一倍，但今年比去年翻了将近1.5倍。今年比去年同期增长出来的部分，是84.32GW。这与去年全年的光伏装机数据87.41GW，几乎持平。
10月份环比9月份下降了13.69%，降幅明显。最近四个月的光伏装机，都比10月份要高。但是，除1月份有传统新年因素影响之外，今年的任何一个月，装机都在10GW以上，而去年前10个月没有任何一个月能超过10GW。
假设今年最后两个月维持在10月份的水平，或者前10个月的平均水平，那么2023年我国新增光伏装机规模，预计将在170GW-172GW。
从市场供需层面看，光伏装机与光伏产品集采招标的容量、价格并不是同步的，而会有一个时间错配。10月份，光伏企业降价跑量去库存，组件价格杀到一块以下，供给端的影响或许会反映到明年，但未必会反映在今年。最近光伏组件企业们签的订单，都是要到明年才会交付的。也就是说，11月、12月份的光伏装机，不太可能出现因为产品价格暴跌出现陡增或陡降的极端情况。
光伏新增装机占全部电力新增装机57%——1-10月，光伏新增装机142.56GW，占全部电力新增装机57%。其中，火电新增占比18%，超过风电。
光伏累计装机占全部电力累计装机19%——截止2023年10月，光伏累计装机535.76GW，占全部电力新增装机19%！风电、光伏合计占比达到33.7%。
截至10月底，全国累计发电装机容量约28.1亿千瓦，同比增长12.6%。其中，太阳能发电装机容量约5.4亿千瓦，同比增长47.0%；风电装机容量约4.0亿千瓦，同比增长15.6%。
1-10月份，全国发电设备累计平均利用2996小时，比上年同期减少88小时。其中，水电2704小时，比上年同期减少298小时；太阳能发电1120小时，比上年同期减少52小时；风电1816小时，比上年同期减少1小时；核电6357小时，比上年同期增加131小时；火电3677小时，比上年同期增加57小时。
1-10月份，全国主要发电企业电源工程完成投资6621亿元，同比增长43.7%。其中，太阳能发电2694亿元，同比增长71.2%；风电1717亿元，同比增长42.5%；核电670亿元，同比增长41.5%。电网工程完成投资3731亿元，同比增长6.3%。
3、我国10月份光伏生产、海关数据
供给侧：产量继续猛增，产值继续下降。
今年10月份，我国太阳能电池（光伏电池）产量实现52.24GW，同比去年同期的31GW，大增68.5%，环比今年9月份增长1.7%。需要特别指出的是，52.24GW，是今年的太阳能电池产量最高纪录，也是历史最高纪录，也是连续第二个月站上50GW大关。
今年1-10月份，我国国内太阳能电池产量累计实现436.4GW，去年同期为253.8GW，大增63.7%。
10月份，量升价跌的现象持续加剧。单晶PERC电池片M10-182mm（转换效率23.1%）10月份电池片的均价为0.54元/W。9月份，该型电池片价格是0.695元/W。本月单价环比上月下跌了22%
2023年10月份，我国的电池产量约为52.24GW，按照0.54元/W的单价来计算，我国10月份的太阳能电池的产值，约为282亿元。
去年同期的太阳能电池产值。2022年10月份，同类产品（转换效率22.9%）的报价一直稳定在1.31元/W。2022年10月份我国太阳能电池产量约为31GW，如按1.31元/W的单价，则能统计出2022年9月份的太阳能电池产值：406亿元。
量增价跌的情况进一步加剧。10月份，我国太阳能电池产量同增68.5%，但产值却下降了44%。如果按照去年的1.31元/W的价格，我们10月的产值将达到惊人的684亿。
海外需求侧：光伏出口创两年新低。10月份，我国光伏产品出口额的下降，基本在意料之中。今年10月，我国实现硅棒、硅片、电池、组件出口合计30.94亿美元，比去年同期下降24.7%，环比9月份下降19.2%。这也创下近两年来的单月新低。
一方面是因为10月的数据拖了后腿，但更主要也是因为去年出口额的基数太高，今年1-10月，我国累计实现光伏产品出口437.66亿美元，比去年同期的449.13亿美元下降了2.6%。
客观说，这份成绩已经相当不易。在没有俄乌冲突等突发性事件造成市场需求大增的情况下，今年前10个月，基本能够和去年持平。10月份下降了7个多亿美元。其中，对亚洲出口从9月份的18.92亿美元下降至16.06亿美元，对欧洲出口从9月份的12.57亿美元下降到了9.2亿美元。亚欧两个大市场，分别下降了2.86亿美元和3.37亿美元。欧洲的基数没有亚洲大，但下降幅度更大。这也从侧面说明了欧洲光伏产品去库存的压力更大一些。
按10月份的趋势，在接下来的两个月，认为未必能守住单月30亿美元的大关。
#板块处估值+情绪面低位、基本面见底或看24Q1：当前光伏主链PB<4、逆变器PB<7，其余辅材PB约<3；PE看，对24年主链盈利存在分歧但下修后PE也降至10X左右；头部市值从高位下跌60-70%，超跌至估值+情绪低位。预计24年行业需求20%增长，23Q4-24H1仍处产能投放高峰期+Q1需求淡季，低价订单逐步交付或见盈利底部，24Q2起或有好转。行业估值底部超跌反弹，电池新技术与低估值龙头两条路线。
4、2022年，超过50家上市公司跨界光伏，其中既有美的集团、中国燃气等全国500强企业，也有来自其他不同行业的公司
● 今年下半年以来，光伏行业出现产品价格剧烈波动等现象，行业或面临着一次全新“洗牌”
● 光伏行业正处于N型电池替代P型电池的过程中，对于跨界公司具有较高的技术壁垒，难度确实比较大。
今年下半年以来，此前高调跨界光伏的上市公司中，已有近10家公司相继终止光伏相关的项目、再融资计划等。
关于光伏产业链各环节成本：
硅料——现金成本：3.6-4.6万元/吨生产成本：5-6万元/吨，全成本：7-8万元/吨；
硅片——现金成本：0.27-0.32元/W生产成本：0.31-0.36元/W，全成本：0326-0.378元/W；
电池片——现金成本：0.43-0.53元/W生产成本：0.46-0.56元/W，全成本：0.483-0.588元/W；
组件——现金成本：0.95-1.14元/W生产成本：0.96-1.15元/W，全成本：1.008-1.2075元/W；
从数据来看，光伏行业各环节的产能规划都进入过剩阶段。光伏制造端的硅料、硅片、电池片、组件四个环节产能均超过900GW，而2023年和2024年全球组件需求预测分别为525GW和645GW，供给量为实际需求的1倍，电池片环节供给量为需求量的3倍。行业产能严重过剩。
2023年，在产能严重过剩的背景下，头部企业仍在大规模扩产。预计2023年年底硅料、佳片、电池片、组件新增产能分别为97GW,127GW,351GW,300GW。
多晶硅环节还会从2024年Q1开始持续成为过剩程度最大的环节。根据明年的需求边际测算，高于现金成本4.2万元/吨生产成本的产能将相对危险。
产量方面，2023年1-10月国内多晶硅产量约为120万吨，同比去年同期增幅达到91%。2023年全年多晶硅预计产量将达到150万吨左右。
产能方面，2022年底国内多晶硅产能约120万吨，而到2023年底这一数字预计或将达到260万吨，增幅达113%。且下半年扩产步伐明显快于上半年，工期规划影响仍是最主要的原因。
从硅料扩产与硅片消费的对比来看，2023年三季度多晶硅扩产步伐略不及硅片消费，这也是三季度硅料价格上涨的重要原因之一。四季度，随着产能的进一步扩张以及硅片、产量的大滑坡，多晶硅过剩局面显现，预计到春节前，此情况难有起色。
5、产业链价格：
过去一周N型料成交价6.80-7.20万元/吨，平均为6.88万元/吨，周环比下跌3.23%；单晶复投料成交价6.20-6.60万元/吨，平均为6.50万元/吨，周环比下跌1.66%；单晶致密料成交价6.00-6.40万元/吨，平均为6.22万元/吨，周环比下跌2.81%；单晶菜花料成交价5.70-6.10万元/吨，平均为5.94万元/吨，周环比下跌2.62%。各类硅料成交价在相应区间内，整体下移，n型硅料降价明显。
近期硅片企业采购硅料的意愿不强，签单较少，上下游仍处于博弈状态。同时，有业内人士指出，硅料、硅片价格近期频频下滑，预计还将持续一段时间。不过，考虑到电池企业目前利润极薄，甚至微亏，因此，上游的降价可能无法全部传导至下游。
从签约时间来看，1-4月，新增硅片长单多达8份，签约企业之中不乏阿特斯、捷泰科技这样组件、电池领域的龙头企业。这其中一个重要原因是，石英坩埚短缺引发了一波长单潮。4月底开始，海外石英砂季度到港，以及石英砂龙头企业尤明尼宣布2024年扩产刺激库存释放，石英砂紧缺情况大势缓解。4月底之后，除华民股份之外，鲜有硅片长单签订。
2023年是N型特别是TOPCon电池集中放量的一年。年初，不论是央国企集采还是海外市场方面，TOPCon组件的需求都急剧增长。导致TOPCon电池紧张。这也形成了一波电池环节的长单潮。
棒杰股份、金刚光伏、赛福天等企业签订了5份电池长单。其中大多集中在3月至4月。今年下半年，随着新产能的陆续释放，电池环节供应充足，长单便极少签订。
之前大多数锁量不锁价的长单解决办法：毁约、履约主体生变、锁量不锁价
曾经光伏长单因为锁量锁价导致许多企业违约，损失巨大。此后光伏企业便改用锁量不锁价的模式，双方约定一定采购量，采用约定时间议价方式。这种方式显然对缔约双方而言都有一定约束。
在行业极速上升期，由于原材料紧缺，锁量是对于买方供应链的一种保护方式。如今光伏行业即将进入新的发展周期，产能过剩导致价格走低，甚至硅料、硅片、组件环节因为售价过低，导致亏损现象的发生。企业因此不得不降低开工率。开工率降低之后，每月长单供给如何履行，成为一个谜团。
事实上8月最后一周硅业分会曾经披露，由于硅料负库存状态持续，长单集中签订期延后。
多晶硅成本分析——下半年随着工业硅价格的不断走高，多晶硅成本出现上涨，截至目前，多晶硅单千克成本上涨约3-4元，这也将对后市，尤其是四季度多晶硅的价格低位产生一定的支撑作用。
多晶硅目前主要生产成本仍是硅耗和电耗。主流生产成本在49-50元/千克左右，头部企业略低维持在46元/千克左右，企业间差距较大，新老产线差距亦比较大（3-5元/千克）。
2023年多晶硅竞争格局——2023年，国内多晶硅龙头控市能力从数据上看出现了一定下滑的情况，以Top5企业为例，2023年产能、产量占比分别为63.4%、75.7%，相较2022年出现7-8个百分点的下滑。
多晶硅远期供需预测——多晶硅供应早在2022年末便已经出现了过剩，这也是导致2022年12月多晶硅价格“拐点”的主要原因之一。
预计2023年到2024年间，不论是对比硅片消费预期还是全球新增装机预期，多晶硅供应均或将延续供应过剩局面。待到2025年~2026年间，随着2025年部分多晶硅产线将面临淘汰，加之多晶硅部分企业开工率降低，供应过剩的局面或将得到缓解，2027年多晶硅市场或将再度呈现紧平衡状态。
硅片本周价格企稳，P型M10硅片主流成交价格为2.30元/片；P型G12主流成交价格为3.30元/片；N型M10硅片主流成交价格为2.40元/片。从供给层面看，本月硅片企业延续减产策略，以继续消化库存，当前硅片端库存水位线逐渐回归至合理区间，企业库存压力趋缓，价格在一定程度上获得支撑。目前光伏主产业链的价格走势，已反映出行业的艰难，各个环节竞争都激烈，各个环节均产能过剩，即使年初一直宣称N型电池的结构性紧缺。
预计11月硅片排产计划61.8GW左右，环比1.5%。在下游电池片库存水位上升，对硅片采购拿货积极性有所下降，判断短期硅片价格仍有下跌空间，且4季度将随上游硅料价格下跌而降价。
根据调研硅片龙头企业得知，对于硅片来说，降本空间越来越小，技术快速进步的时期已经过去了，所以硅片就很难再形成很大的竞争优势了。
龙头企业在这方面的长时间积累，在硅片领域还是存在一定优势，但是这种优势在缩小中。但是它会和今后新的电池片技术形成协同，比如形态、技术上会配合得更好。
后面的硅片更多会呈现一种周期的盈利状态，在当下过剩的状态下，整个行业硅片的盈利能力可能都会偏弱。
本周电池片成交价格维持，P型部分，M10电池片成交价格维持落在每瓦0.45元左右，而G12尺寸成交价格在供需错配下持续上抬，来到每瓦0.58元人民币左右，价差来到每瓦13分人民币，逐渐向新报价每瓦0.6元人民币靠拢，凸显尺寸间价格的严重分化。
在N型电池片部分，本周TOPCon（M10）电池片价格下行落在每瓦0.5元人民币左右。而HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖量体尚少，高效部分价格落在每瓦0.7元人民币左右。观察TOPCon与PERC电池片价差来到约每瓦5分人民币左右。
尽管价格没有太大波动，电池环节库存水位正在悄悄上升，预期下月厂家仍不排除执行减产动作。在尺寸方面，G12产品受到近期终端订单释放拉货，整体供需错配的情况严重，也让厂家思考将既有产线改到G12尺寸生产以获得较好的盈利水平，然而，考量因素仍与过往雷同，恐怕过度的转换减少利润空间，以及工装夹具的额外添购费用都是厂家当前踌躇不前的原因。判断伴随着年底硅料/硅片的跌价，预期近期电池片仍有机率跌价，而该环节关注的重心仍是组件环节年末的排产规划，将很大程度的影响年底的电池供需变化。
组件市场单晶PERC组件双面-182mm主流成交价格1.07元/w,单晶PERC组件双面-210mm主流成交价格1.10元/w。组件价格小幅走跌，主要得益于部分高价资源的补跌，目前组件市场库存压力持续偏大，价格难有起色，但成本的支撑使得组件也难有较大跌幅。即将面临传统采购淡季而海外库存依旧萎靡。过剩态势面临加剧。本周组件价格触底横盘，成本对价格形成刚性支撑。
6、光伏作为典型的高度成本敏感、高度内卷、高度竞争的代表行业，在没有新技术迭代的情况下，不断扩产通过分摊固定成本来达到降低总成本的目的是光伏企业们扩产的主要目的，光伏行业里也有这样的规律：组件累计装机量每增加1倍，产品价格下降20%。
而对于采购组件的客户来说，在成本与收益综合考量之下，只要新技术路线具备经济性，那么老的技术路线就必然被抛弃。这也就意味着，老旧产能淘汰的效率快的超乎想象，而整个行业也在这如波浪般前进的过程中，加速产能落地，直到行业出清。
从研发能力的角度来看，完成一体化、统一硅片与组件尺寸后，企业可以大幅减少制造端中间环节成本、通过优化各环节研发、产能布局与配比，降低单位成本。
从降低生产成本的诉求来说，光伏产业链具有明显的地域性，产业集群距离较远，带来运输长距离、长时效、高成本等挑战。一体化大基地减少中间环节产生的物流费用，降低生产成本。体现在组件端企业身上，便是通过一体化硅料、硅片、电池片自制，会比专业分工企业现金成本便宜0.02/W。
从财务成本角度来看，通过“一体化+大基地”策略，可将税收由从多环节交税到单一环节交税，节省了税务开支。粗略计算之下，一体化企业税收成本要比专业化分工企业节约0.08元/W，占总成本的8%。
由于光伏下游电站建设周期较长，弹性较小，故在短期内就算出现了可以消化如此巨大产能的需求，也不会直接反映到价格之上，也变相进一步提升了电站端的盈利能力与投资价值。
目前，头部企业无一例外都在进行着一体化，但其中仍有一定的差距：部分企业选择了硅片→电池片→组件的三环节一体化战略布局，部分企业则在硅料→硅片→电池片→组件四环节中参股进行一体化布局，而还有的企业则在四个环节中“亲力亲为”，全部自建。
而这三类一体化方式，在效率和成本上也有着一定的区别，经测算，四环节一体化现金成本<三环节一体化现金成本<专业分工现金成本。
多数业内人士表示，光伏组件1元/W不是终点。更为激进的观点认为，年后降到0.5元/W都有可能。
7、光伏辅材辅料。
光伏银浆——目前来看，银包铜浆在硬包铜主山浆料量产化方面的数据显示，能够和普通的纯银浆进行一定的竞争，达到接近6.5的水平。从成本角度来看，银包铜浆也有可能在未来进一步降低成本。例如，采取低温印浆的方式，可将银浆的耗量降低到170毫克每片左右；使用OBB技术再叠加上引爆桶技术，可将单片的耗量降低到130毫克到135毫克左右，对应整体的成本也有可能降到2毛6左右，甚至未来可能达到2毛3左右。因此，银包铜浆在技术方面还有很大的进步空间。
玻璃环节在三季度实现了一定的盈利超预期，但由于成本下降，四季度的盈利也不错。
预测明年光伏需求将增长约20%，而明年第一季度将会出现产能过剩的情况。
国内光伏玻璃价格暂时稳定，新一月报价暂未公布，目前2.0mm镀膜玻璃价格为18.5-20.0元/平方米，3.2mm镀膜玻璃价格为26.5-28.0元/平方米。
11月玻璃价格计划2.0mm规格下跌约1.0元/平方米、3.2mm规格下跌约 0.5元/平方米。本次3.2mm跌幅较少，主要由于近期双玻组件需求较多，很多玻璃企业生产意愿偏向于2.0mm，3.2mm市场流通量较少，随着近两月组件产量的下降，2.0mm累库较多，玻璃企业为去库，11月计划2.0mm价格适当增加下跌幅度
展望2024，预计投产的项目主要是目前未实质开工，开过听证会且风险预计结果为低风险的项目(预计2.1万吨/天左右)，以及少量目前已实质开工，等待风险预计结果的项目。在此背景下，我们预计玻璃有望保持良好供需。
2023年10月，中国光伏玻璃出口量在29.30万吨，环比减少3.29%，同比增加46.57％；
2023年1-10月光伏玻璃累计出口量为296.03万吨，同比增加61.79％。10月其中流向越南的贸易量最大，为8.13万吨，环比增加37.56％。
据海关数据显示， 10月进口EVA11.08万吨，环比减少16.37%，同比减少11.32%。
1-10月累计进口116.41万吨。10月EVA出口1.94万吨，环比减少9.78%，同比增长93.10%。1-10月EVA累计出口16.95万吨。10月EVA市场主要靠发泡、线缆端支撑。10月EVA进口量缩减，尤其从台湾、泰国、沙特进口量大减，主要受到国内EVA光伏料市场极其疲软影响，10月国内光伏胶膜厂大批量减少甚至暂停EVA的采购，全月EVA价格波动较为剧烈，而进口部分因价格迟迟未谈拢，全月EVA光伏料到港量极少。
而11月EVA进口预计环比走高。本月EVA光伏料市场依然疲软，胶膜厂拿货依然较少，POE光伏料本月需求少，成交亦极少。本月EVA光伏料产量预计6.5万吨，环比下滑，但依然处于累库期。
胶膜近期以交货为主，新成交少，价格维持稳定，当前胶膜零单亦较少。开工率预计下行。光伏胶膜行业三季度以来像是迎来了发展的曙光，出现量价同升的情况，各光伏胶膜企业的盈利能力也有所改善和恢复。但是，就在光伏胶膜行业三季度出现出货小高潮后，受到光伏胶膜价格下滑、组件仍存在高库存的情况下，四季度光伏胶膜企业的业绩或将再度遇冷，出现颓势。
2023年受到整个光伏行业产能过剩的影响，组件环节高库存状态持续维持。三季度作为此前的光伏传统旺季，市场表现也不是很良好。
根据光伏胶膜的最新价格来看，EVA胶膜（透明）的均价已经跌至7.68元/平方米；EVA胶膜（白色）的均价已经跌至8.48元/平方米；POE胶膜跌至14.72元/平方米；EPE胶膜的均价也跌至9.9元/平方米。其中，POE胶膜价格与11月初相比，已经下跌2%-4%。
光伏胶膜行业的困境，并不是在四季度才开始显现出来的。早在今年的二季度，光伏胶膜行业的发展就出现了明显的阻碍。今年硅料价格下跌已经贯穿光伏产业，在硅料价格下行的情况下，组件端处于观望状态，采购光伏胶膜的意向不断下降。
因此，在2023年二季度，胶膜的价格一路走低，数据显示，4月初，EVA胶膜价格11元/平方米；7月初，EVA胶膜价格下跌到8.5元/平方米，跌幅达到23%。
进入三季度，光伏胶膜行业迎来了出货的小高峰。伴随着7/8月硅料价格探底，组件厂商三季度的排场有所上升，观望情绪下降。随着组件环节开工投产的比例不断提高，三季度光伏胶膜企业的业出货量开始上升。同时，三季度开始，由于EVA粒子价格的上涨，EVA胶膜的价格也随着水涨船高。在双重利好因素叠加的情况之下，光伏胶膜企业三季度的业绩有所回春。
EVA粒子价格从16200元/吨，下跌到14780元/吨，下降了8%。EVA粒子的价格不断下跌，另一端，组件的价格也在一路走跌，甚至在1元/瓦的范围内游走。在这样的情况下，组件企业自然希望光伏胶膜价格跟着下跌，而在EVA粒子降价的情况下，胶膜价格也开始不断走低。到十月底，EVA粒子的价格已经下降至12555元/吨。
由于EVA粒子的库存周期为1个月左右，因此，11月降价后的光伏胶膜是搭配10月的EVA粒子的价格。这也就意味着，11月起光伏胶膜的盈利压力上升。而POE方面也在不断的调价，想要通过POE胶膜的盈利去补贴EVA胶膜的亏损，还是比较困难的状态。
出货方面，由于四季度组件企业还是存在高库存的一个状态，甚至到明年春节前都主要以去库存为主要目标。所以，组件端各家厂商四季度采购胶膜的意愿会有所减弱。那么，光伏胶膜企业四季度想要实现出货量的大幅上升也是不太可能出现的事情。
在P型技术更迭至N型技术的当下，对光伏胶膜的需求也开始走向多元化。因此，光伏胶膜市场也出现了多种封装方案并存的情况。不同的组件企业在选择胶膜的方案上也会有所不同，包括双POE胶膜、双EPE胶膜、EPE+EVA、POE+EVA方案等。
POE光伏料未来需求展望
（1）2024年-2026年随着POE光伏料供应增长，纯POE胶膜在N型组件中应用的渗透率能达到60%-80%
2024年-2026年N型组件产出分别有望达到412GW、630GW、684GW，若全用POE胶膜来封装，POE光伏料的需求量将分别达到141.08万吨、215.46万吨、233.93万吨。显然从2024年开始POE光伏料是完全无法满足N型双面纯POE封装需求的。而根据未来2024-2026年POE光伏料供应发展趋势，预期POE光伏料的供应分别能满足247.GW、441GW、547.2GW的N型组件双面POE胶膜封装需求，纯POE胶膜在N型组件中的渗透率能达到60-80%，且随着组件功率的快速提升及POE胶膜克重进一步降低，POE胶膜的市场渗透空间可进一步扩大。
（2）当POE保供问题不再成为组件厂最大隐忧时，双面纯POE胶膜封装会成为组件厂首选。
POE是封装N型电池组件最理想的材料，源自于其显著性能优势：① POE胶膜具有优秀的初始粘接性能、良好的持久保持力，并且耐黄变性能突出，更适合恶劣环境，长期抗PID，耐长期老化性能更加优越；② POE胶膜水汽阻隔能力优异，无水解基团，抗湿热及紫外老化能力强，耐候性能突出，解决了极端气候环境下组件端应用，保障电站长效稳定输出……
2024-2026年中光伏产业链严重过剩的市场环境下，价格战激烈，同时差异化竞争策略会成为市场所趋，光伏终端客户除了关注组件价格、功率、可靠性、质保等参数外，对组件的辅材选择也越发重视，纯POE胶膜封装N型双玻组件的性能溢价将会凸显。
当POE原材料在供应相对充足的情况下，会有一定比例的组件厂会选择纯POE胶膜封装N型双玻组件，而对POE光伏料价格保持一定的容忍度。而随着POE光伏料投产量增多，尤其国产POE光伏料投放市场后，POE价格下行，组件厂将更有动力去提高POE光伏胶膜使用比例。
POE国内外供应现状：当前我国仍未实现POE材料工业化生产，国内所需的POE主要依赖进口。目前全球POE生产商主要有陶氏、埃克森美孚、三井化学、LG化学等公司，合计产能为238.7万吨/年。但当前POE光伏料供应仅能达到49万吨/年，明年有望突破80万吨/年，随着国内规划产能陆续落地，POE光伏料供应有望在2025年突破100万吨/年。
中国POE产能扩产进展——POE作为N型电池封装所必须的优质原材料，其市场规模提升潜力大，国内石化厂陆续规划投建POE产能，近年来，我国POE国产化进程明显加快，其中目前已经完成POE中试的公司有万华化学、卫星石化、天津石化、京博石化、茂名石化等，2024年将为POE国产替代的“元年”， 2024-2027年国内新增POE产能将分别达到35万吨、65万吨、20万吨、20万吨，
8、光伏电池技术迭代持续围绕“增效”+“降本”展开。光伏电池发电量与功率息息相关，光伏实际功率影响因素：电池片面积、转换效率、太阳辐射强度、温度、大气质量等。光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数为光伏电池的重点关注参数。单片电池片标称功率 = 电池片面积 x 太阳辐射强度（1000W/h）x 转换效率。相比传统的P型电池，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、几乎无光衰、弱光效应好等优点。目前主流N型电池有TOPCon、HJT、IBC 等。TOPCon极限效率高，产线改造成本低；HJT 量产效率高，降本路线清晰；IBC 转换上限更高，但经济性提升仍需时日。当前Topon实际量产良率24%-25.2%，HJT实际量产效率25%左右，高于P型PERC电池1%-2%。与PERC和TOPCon相比，HJT具有以下优势：工艺流程短：HJT的核心工艺流程为四步，分别是清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO 膜沉积、金属电极化，更短的工艺流程在提高良率的同时能够降低人工、运维等成本。低温工艺：HJT全工艺流程低于200℃（PERC磷扩环节850℃，TOPCon硼扩环节1100℃），低温工艺有助于减少硅片热损伤。双面率高：HJT为双面对称结构，双面率可达90%，PERC与TOPCon为75%和85%，高双面率意味着更高的发电量。温度系数低：HJT温度系数约为-0.24%/℃，优于PERC的-0.35与TOPCon的-0.30，更低的温度系数意味着在高温环境中能耗损失更少，发电量更高。低衰减：HJT无PID和LID效应，首次衰减为1%，线性衰减为0.25%，全生命周期发电量更高。薄片化：由于双面堆成结构降低了硅片的机械应力，且低温工艺减少了硅片受热发生翘曲的可能，更有利于薄片化的进行。2022年P型PERC与TOPCon硅片的平均厚度为155/140μm，HJT硅片厚度约130μm，且有厂家正在测试110μm硅片，薄片化有助于较少硅用量，能够进一步降低成本。总体来看，双面HJT电池全生命周期单W发电量高于双面PERC电池，相对优势在7％左右。站在当前时间点，相比23年扩产，更重要的是24年和25年扩产，关键是“同质化和差异化” ，目前的HJT产品相比topcon在组件功率上高10-15W（182 72版型），铜电镀导入后预计再提升10W左右，从产品属性上来看存在差异化，符合差异化竞争来提升市占率的逻辑，公司创造了新的电池转化效率纪录26.89%，公司本次电池转化效率纪录采用了先进金属化增强技术、能量粒子体钝化技术以及高效陷光钝化接触技术等多项适用于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化，计划明年年底开始逐步导入量产，届时公司电池量产转化效率将达到26.5%。
东方日升表示，异质结技术增效的方向多样化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明导电层）图形化优化、金属化线型优化、光转膜等，预计明年公司HJT电池的量产效率将达到26%。
公司异质结技术的主要降本方向
公司在量产中应用的降本三路线是在中试线上经过了充分验证的可靠方向：
（1）薄硅片：目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，公司量产初期即已导入110微米硅片，中试线已在使用100-90微米硅片进行验证，预计明年能够导入100微米及以下厚度硅片进入量产，薄硅片结合硅片自产所回收的超额收益，HJT产品的硅成本还有可观的下降空间。
（2）低银含浆料：公司低银含浆料于2021年Q3开始在中试线上试用，目前量产中已在使用50%以下银含量的浆料，目前银浆的单瓦成本已降至8分钱以下，行业中使用的纯银浆料成本普遍还在每瓦1毛以上，后续降银叠加供应规模化因素，预计还有2-3分/w的降本空间。
（3）TCO靶材：公司低铟/无铟靶材方案在2022年已有一定水平的储备，目前使用的ITO单瓦成本在4分以上，预计导入无铟/去铟方案后会有2-3分/w的降本空间。
9、N型电池： 预计至2023年、2024年和2025年，TOPCon电池出货量占比将分别达到26.51%、43.67%和58.21%，迅速替代其他电池成为主流电池技术。
TOPCon技术不是PERC技术的简单升级，TOPCon电池良率、效率有极大的离散性，TOPCon取代PERC的进程中不能依赖设备厂商主导进行整线工程交付，需由电池厂商主导，对电池全流程工艺进行整合以及关键工艺技术改进，最终达到转换效率、良率以及非硅成本各项指标的均衡，以上考验着电池厂商的技术研发、生产和管理经验。
PERC与TOPCon电池产线兼容问题——TOPCon电池产线和PERC电池产线是并列的产线，不是在PERC电池产线上做简单升级。TOPCon电池工艺已经接近半导体MOS工艺特点，其工厂净化间等级要求，与PERC电池存在本质差异。由于此差异，工艺对生产设备的要求同样存在差异，PERC的技术、工序或生产设备与TOPCon虽然部分原理相似，但不能完全实现共用，一般仅在非核心设备包括化学处理、制绒、部分检测设备等可以共用。
HJT技术是光伏产业的第三代主流电池技术路线——1）2023年9月的HJT电池非硅成本测算值已经达到0.22元/W，高于PERC电池约0.09元/W，硅成本低于PERC电池约0.025元/W。HJT电池相比PERC电池的综合每W生产成本劣势已经缩小至0.07元/W。华晟新能源自2023年8月以来，其成本最优基地的生产成本大幅降低，8、9两个月的成本累计降幅高达0.10元/W，以行业第一、第二名龙头企业的数据来看，HJT电池技术已经实现了生产成本的显著降低。
2）HJT电池的销售溢价仍然保持在0.15-0.25元/W的区间内。
3）HJT电池的每W利润首次显著超过PERC电池。当前HJT电池相比PERC电池的生产成本增益已经小于0.10元/W，而其销售溢价则高达0.15-0.25元/W，故而HJT电池的利润已经超过PERC，并抵补了HJT电池高设备投资对产品每W盈利所提出的高要求。由计算可知，HJT电池工厂的投资回报率，已经开始超过PERC电池工厂。
若动态来看，在2024年上半年，HJT电池的每W非硅成本将进一步降低至0.18元/W左右，而HJT电池设备的售价亦将降低至3亿元/GW甚至更低。故而HJT电池工厂投资相比PERC的性价比优势，将持续扩大。
BC电池在溢价方面，1代产品，有1-1.5美分的溢价。在部分高端市场上，有3-4美分的溢价。但是在今年产品快速下降的过程中，从统计上来看，没有显示出这个结果，主要原因是，BC针对分布式，是一个项目价格，而集中式是一个期货价格，在交货的时候以历史订单来定的。在市场价格稳定的时候，BC产品的溢价会很明显地显示出来。
10、HJT 工艺流程第一步是制熔，第二步是非晶硅沉积，第三步是导电膜沉积，第四步是丝网印刷。
铜电镀工艺仍在研发中，还没有实现量产。但确实是长远的技术方向。丝网印刷设备主要以迈为和捷佳伟创为主。制绒设备国内以捷佳伟创和启伟星为主，此前也进口了很多日本 YAC 的设备，但目前基本上都实现了国产化设备替代。迈为、捷佳伟创、金石三家可以做完整的整线设备，迈为做的最好，市占率高达 70%。
迈为的 PEVCD 的优点主要体现在自动化和产能上。迈为丝网印刷设备，在 TopCon 和 Perc 中，市占高达 80% 以上。
清洗制绒设备、PECVD 设备、Tco 导电膜设备、丝网印刷设备四个步骤分别占总体投资额的 10%、50%、25%、15%。
HJT 设备整线投资 4 亿左右，原来 3.5 亿左右，随着微晶化技术的发展，对电源要求更高，所以设备投资额并没有降低反而升到了 4 亿，但相信随着规模化，成本还是会下降到 3.5 亿以内。HJT 技术发展没有达到预期，设备投资较大，成本降低不下来，导致了商业化进展缓慢，各个厂商推迟产业化节奏。
电镀铜目前测算下来，成本基本在 1 毛 2 左右，随着规模化的发展，有望降到 1 毛以内。
电镀铜可以提高 0.3-0.5 的转化效率。
钙钛矿目前还没有真正实现商业化组件输出，几个玩家效率普遍在 15-16%，相比晶硅还是较低，预计真正产业成熟还需要 2-3 年。投资角度来看，HJT+ 钙钛矿叠层会是非常好的方向。
判断市场总体上就是偏向于业务更纯粹的公司，对于平台类的公司反而不愿意给更高的估值。市场总体上还是认为topcon就是过渡方案，HJT才是下一代方案，一旦HJT有最新的进展，二级市场上很快又有不错的表现。风险点：上半年的业绩主要是去年上半年订单的兑现。机会点：从订单就可以看出来，预期让人期待。关键在于hjt时代什么时候到来，而这又要看hjt能否顺利地进一步降低成本。按照产业链的数据，在硅片减薄、银包铜、SMBB等技术的推动之下，hjt已经无限逼近平价点了，预计年底就可以实现跟perc平价，进一步降价的关键反而在设备，目前HJT设备成本约3.5-4亿元/GW，相比PERC和TOPCon 高太多了，要想顺利实现HJT平价，设备的成本就必须降下去，至少降低到3亿/GW的水平，这样产业链有望在2年内回本，投资的欲望会大大加强。从工艺而言，长期hjt应该还是比较确定的，尤其是叠加钙钛矿技术，关键是大规模产业化需要时间。
11、光伏技术：激光辅助烧结，开启提效新阶段
激光辅助烧结技术（LECO）助力电池效率明显提升。LECO由高强度激光照射电池片激发电荷载流子，同时施加10V以上的偏转电压，由此产生数安培的局部电流，对应处发生烧结引发银浆与硅的互相扩散，显著降低金属与半导体之间的接触电阻，以此提高填充因子。该技术有助于TOPCon电池效率提升，同时降低背面超薄Poly化难度，对TOPCon持续强化竞争力有重要意义。
激光辅助烧结加速降本增效，电池、终端共同受益。目前LECO在实验室中最高可提升TOPCon电池转换效率0.6%，在量产中已可实现约0.3%效率提升，未来效率增幅有望进一步扩大。
估算目前TOPCon产线升级LECO仅需增加设备投资约500万元/GW，占产线总投资仅3%左右；同时，LECO有望降低光伏电站BOS成本约1.5-2.5分/W，助力IRR提升0.05%-0.1%。不论是电池厂商还是终端电站，都将乐于推进LECO技术快速推广，LECO技术产业化迎来加速。
【LECO产业链协同，多环节有望持续受益】
电池端：预计2024年LECO技术有望成为头部TOPCon厂商的标配，TOPCon电池技术转换效率或将突破26%大关，进一步强化TOPCon技术持续竞争优势。
辅材端：LECO工艺下TOPCon需从银铝浆升级为专用银浆，
估算将带来约2%的银耗提升，以及200-300元/kg的加工费增加，有望推动银浆环节价值量加速增长。
此外，LECO技术或将进一步推动POE和无酸EVA/EPE胶膜的应用和推广。
设备端：头部厂商订单规模已突破百GW，助力技术快速升级并拓展自身业务新增量。
12、当前整机商入局风电资源开发已经是大趋势，持续投资风场开发也不失为增加利润的新途径。
风电整机厂商营收和销售端持续增长，但净利润有所下降，盈利能力承压。增收不增利，利润下滑是行业性困境。风电整机商利润下滑的原因在于补贴退坡、招标价格下行、行业竞争加剧、成本降速慢。打赢利润保卫战的关键，在于强化成本优势、寻找增长曲线、活下去等拐点到来。在2022年，风机行业迎来陆风、海风“国补”全面取消，抢装潮后风电装机市场迎来暂时性的需求调整。风电行业作为国家的扶持产业，早些年享受到税费减免的优惠，但是随着时间的推进，部分老旧项目的减税优惠到期，项目新增税费加大企业的费用支出。此外，相较于2022年底，陆上、海上风机平均价格下滑10%、13%，风电整机报价内卷严重，利润空间被严重压缩。风电整机商毛利率大幅下滑的原因是行业激烈的“价格”竞争。另外，对利润影响较大的因素是企业成本降速缓慢，“对于净利下滑，一是公司的风机及零部件板块由于市场价格的下行，成本降幅不及预期所以毛利额大幅下降；二是其他费用的减少以及投资收益的增加等收窄了导致公司亏损。”风电整机商只有强化成本优势，才能穿越周期。“抢装潮”后，风电平价时代到来，也意味着盈利难度加大，风电整机商或将长期面对“利润困境”。目前来看，风电整机商优化成本方式主要是原料成本控制、费用率数据改善。风电企业将继续推进风机大型化和轻量化，进一步降低风机制造成本。而且，各家企业寻找增长曲线，搭建护城河也极为重要。各大风电整机商在降本的同时也在积极寻求第二曲线。频频参与风电开发运营、风电服务等多元化能源赛道。与此同时，风电整机商还偏爱跨界光伏领域。相信在多业务协同发展下，风电整机商有望打开成长空间，建立属于自身的护城河。最后，2023年随着下游陆上风电场的回报率企稳，陆上风机价格有望保持平稳，叠加风电单机容量的不断提升，整机龙头的业绩有望企稳回升。与此同时，原材料价格回落也将带动风电行业整体的盈利环节改善。挑战：价格竞争、产业政策风险、大型化降本、风电需求、海外开拓等因素影响。目前，陆上风机的招标价已基本触底，但是整个行业现状是供大于求，在行业调整的过程中，随着产供销趋于均衡，预计价格会有向上走的可能。陆上风电场投资收益率比较可观，但海上风电场收益率相对较低不能满足业主的期望，二季度风电装机量有所放缓，央企、国企业主对于风场投资建设，一般涉及投决会审批和手续报批，所以每年上半年都是相对淡季，下半年尤其是后四个月是旺季，后四个月一般能占到全年装机量的一半或以上。展望下半年海风装机好转，关注海风及出海逻辑，海风相关龙头更具投资价值。
13、三季度风电公司的业绩整体较弱，整机环节普遍亏损。零部件环节相对而言盈利能力较好，受益于原材料成本的下降并有出口需求。对海风的发展前景非常看好，项目进展不断加强，业绩也预计在明年上半年表现较好。
未来陆上风机的中标价有可能降低到1500元左右。部分子板块的价格竞争较激烈，导致整体风电板块的盈利下降。
关于业务经营情况，哪几个环节的业绩呈现下滑趋势？为什么？——从业务环节来看，海缆、整机、塔筒、叶片等环节的业绩下滑较为明显。其中海缆和整机受到延期的影响，出货节奏发生变化，盈利承压。整机环节主要由于价格战造成的低价单大量交付，成本下降不及预期导致毛利率下降。
在现金流方面，叶片、塔筒与整机的情况如何？存货和应收账款的变化如何解读？——叶片和塔筒的现金流保持较好，三季度出现环比上升。整机的现金流下降明显。存货环比增长了8%，主要由于业务扩大和风电场开发。应收账款和应付账款均呈增长趋势，对零部件公司来说，回款比例的提升对维持现金流的质量很重要。
14、海上风电是我国低碳产业发展的重要领域，对于加快能源转型进程、融合高端装备制造有着关键性支撑作用。多地相继出台海上风电规划政策，产业潜力持续释放，“十四五”期间海上风电规模有望大幅提升。
海上风电是指在潮间带、近海海域等主要区域建立风力发电场，并将风能转换为电能的一种使用离岸风力能源的方式。海上风电是重要的海洋新兴产业，具有产业链条长、技术含量高、产业规模大的特点，拥有良好的发展前景。
海上风机的支撑技术主要有底部固定式支撑和悬浮式支撑2类，2022年我国海上风电新增吊装容量515.7万千瓦，约占全球的54%，2023年新增装机容量将增长至600万千瓦。
从全国海上风电累计装机容量占风电累计总装机容量的比例来看，总体上呈上升趋势。2017-2022年，全国海上风电累计装机容量占风电累计总装机容量的比例从1.7%增长至7.8%。长远来看，海上风电的渗透率将会持续提高，2023年将达8.1%。
海风产业链主要环节发展趋势和竞争格局。风电整机：大型化是明确的趋势，国内主流企业已经推出单机容量16-18MW的海风机组；技术 路线方面，国内以半直驱为主流，海外直驱与半直驱并行。海缆：送出海缆价值量与离岸距离 强相关，集电海缆与送出海缆技术方案持续迭代，柔直外送渐成趋势；不同省份竞争格局分化，本地企业优势明显，头部海缆企业开始 斩获欧洲海风订单。管桩：以单桩和导管架为主，用量差异较大；越来越多的传统海工船舶企业涉足到海上风电单桩和导管架的生产， 国内格局尚不明朗，以大金重工为代表的头部企业积极寻求出海并获得批量订单。
1）海上风电产业链出口，看好目前在出口方面具备先发优势的管桩、海缆、整机企业；2）海上风电离岸化和柔性直流趋势。直流海缆、换流阀等将受益， 海缆环节的竞争格局有望得以优化；3）海上风电深水化和漂浮式趋势。全球力推漂浮式海风，国内百兆瓦级大型项目开启建设，平价并 不遥远，锚固系统、双转子风机等有望深度受益；4）风电整机的格局优化。目前陆上风机步入深度价格战，各家企业应对价格战的能力 不同，有望推动整机环节的逐步出清和格局优化。
中国风电的竞争优势源自多年的规模化开发、持续的技术创新、完备的产业链供应链体系。
中国的风电主机产能已达到全球50%以上的市场份额，关键零部件的产量达到全球市场的70%。供应链建设、技术迭代带来的快速降本，让本土整机商在海外竞标中占得优势。
轴承作为保证机组传动链运转的核心部件，其设计、计算、仿真、测试以及全生命周期的质量稳定性变得极为关键，尤其是10MW以上的海上风机对设计创新能力、质量可靠性的要求更高。斯凯孚凭借出色的传动链综合开发以及设计验证能力，全球同一的高质量生产标准，可为大兆瓦机型提供具有成本竞争力、更高可靠性的整体解决方案。
风机机械传动链包括主轴、齿轮箱、发电机等关键部件，它们相互关联，密切配合。斯凯孚是最早参与“集成式传动链”设计的企业之一，从整体性能出发，颠覆了以往传动链关键部件“分体式”的设计。
集成式传动链不仅可以减少零部件数量，简化主机厂的装配，还具备体积小、重量轻、成本低等优势。通过集成式设计可以进一步降低多达20%以上的传动链成本，以技术革新推动降本增效的实现。
15、国家能源局昨日正式发布1-10月份全国电力工业统计数据。1-10月，全国风电新增装机37.31GW；累计装机达到404GW；风电平均利用小时数1816小时；风电总投资1717亿元。
风电板块行情主要受行业装机及盈利预期催化。2022年下半年以来，海风受用海政策及航道审批等因素制约装机量不及此前预期。从近两月项目进展情况看，海风项目前期审批制约因素正在有序解决，关键项目如青洲五七、帆石一二及江苏2.65GW项目均已陆续开始核准、用海审批及招标等流程，同时广东23GW竞配项目在陆续推进。在外部制约因素逐步解除情况下，海风装机预期有望提振，基于海风本身经济性提升、易于消纳且仍有省补等优势，在外部制约因素逐步解除情况下，判断明年国内海上风电新增装机量（吊装口径）有望实现13.5GW，较今年实现翻倍增长。
2023年欧洲太阳能安装水平将大大超出预期：今年1-10月份欧洲的新增光伏装机，就已经追平了去年全年——2022年受俄乌冲突影响，欧洲光伏装机出现爆发式增长。很多人认为这种增长在未来不可持续。
Rystad Energy模型预测，欧洲今年的新增装机有望比去年增长30%，超过58GW。
由于欧洲的光伏装机大部分来自户用光伏。如果以容配比为1:1.35来计算，58个GW，大约对应78个GW的光伏组件需求。
今年，欧洲的屋顶太阳能装机占据绝对领先地位，占到欧洲所有新增光伏装机的70%。这凸显了欧洲对于清洁能源技术和太阳能光伏产品的接受度。相对于大型地面电站，屋顶太阳能可以迅速安装部署。而且，这类项目所遭遇的监管审批障碍也相对较小。在去年一度被西班牙赶超过之后，德国今年的光伏装机令人有些震惊，高达到 84%的增长。仅在2023年，德国的新增光伏装机就有望实现13.5GW，当然也创下该国以及欧洲所有国家的历史新高。相比之下，西班牙尽管在2022年曾经有过破历史纪录的市场表现，但今年在保持增长势头方面出现了下滑。欧洲的其他主要新兴市场主要是波兰和荷兰，其增长都是由屋顶安装激增所推动的。目前，欧洲高增的屋顶光伏市场，正引发全球关注。Rystad Energy 副总裁Vegard Wiik Vollset认为，欧洲的屋顶太阳能正在推动整个欧洲的可再生能源格局发生转变，从利基市场转变为一种重塑欧洲大陆能源结构的强大力量。
和户用光伏的高增相反，欧洲的风电——包括陆上风电和海上风电，此前都处于强劲增长的道路上——现在面临着可能阻碍其扩张的障碍。这些不断变化的趋势，对欧洲来说既是挑战也是机遇。因为欧洲在竞相脱碳的同时，还要保持稳定的能源供应。
未来几年，风能将成为欧洲清洁能源的难题。许可瓶颈和供应链成本上升，正在阻碍欧洲陆上风电的继续开发，预计2023年，欧洲风电新增装机将比去年下降11%。另外，欧洲的海上风上新增装机同样放缓，由于一些项目的延误，预测仅能增长2%。欧洲风电市场的衰退是由多种不利因素共同造成的，包括通胀压力、繁琐的许可程序和不断上升的利率。然而，尽管存在这些障碍，光伏创机创纪录的德国，在风电容量增长方面继续保持高增。在经历了低迷的2022年之后，德国预计将新增近4 GW的陆上风电装机。但陆上风电领域的其他主要参与者的表现并不那么好。瑞典和法国的年新增装机容量，将分别减少16% 和15%，芬兰、西班牙和波兰等国家的前景则更为黯淡，这三个国家的新增装机容量在未来几年内每年都将下降超过30%。
欧洲海上风电行业今年的装机量年增长率为2%。海上风电正处于强劲的上升轨道，但最近关键项目的一系列延误凸显了市场的脆弱性。在过去的两个月里，一些开发商和政府宣布推迟或可能取消英国和丹麦的项目。原因包括开发成本增加、难以获得理想的承购交易以及监管变化。因此，目前预计英国和丹麦都将无法实现其2030年海上风电的装机目标，可能会离预期差距很大。例如，英国目前预计到2030 年海上风电装机达到46.8 GW，难以实现政府设定的50GW的装机目标。同样，丹麦预计将达到略高于10 GW的水平，低于其12GW的目标。欧洲风电装机预期放缓，也将受到针对中国风电实施反补贴调查的不利影响。11月2日，中国商务部召开例行新闻发布会，有记者提问，欧盟委员会宣布了加强其风电产业竞争力的计划，包括审查中国对其风电产业的补贴。欧方是否就此问题与中方进行了磋商？中方计划如何应对？对此，国家商务部发言人束珏婷表示，中方一贯主张合理审慎使用贸易救济措施，坚决反对滥用贸易救济措施的保护主义行径。尽管面临障碍，欧洲的海上风电行业仍坚持不懈，展示了其韧性和长期前景。法国在这一领域相对较新，通过其首个海上风电设施圣布里厄和费康的投产，已经崭露头角。此外，全球最大的浮动式海上风电场——Equinor位于挪威海岸的88兆瓦（MW）Hywind Tampen风电场于今年开始运营，标志着该行业实现了值得注意的技术飞跃。现在的问题是，海上风电能否重回增长轨道。这将需要对项目开发和许可流程进行重大改变，并持续投资于研发，以在保持效率的同时保持成本可承受。然而，鉴于该行业在促进脱碳和经济增长方面具有巨大潜力，因此有很强的动力去克服这些挑战。
16、逆变器行业三季报——企业之间业绩呈现了“明显”的两极分化特征：
统计的10家主营逆变器业务的上市企业中，有6家归母净利润出现了下滑，其中4家企业甚至出现了业绩腰斩；另一边，包括行业老大阳光电源在内，3家企业单季度业绩增速在100%以上。
之所以出现这样的原因，与国内外市场“冷热不一”有直接关系。随着全球最大的户用光伏/储能市场——欧洲市场的库存压力加大，目前，依赖海外市场的户用光伏、户用储能逆变器企业业绩普遍迎来下滑。另一边，在光伏组件价格下滑的刺激下，国内大型集中式地面电站今年装机量上涨超过3倍，由此带来主营国内业务的光伏集中式/组串式逆变器企业业绩爆发。
目前，海外市场“去库存”周期还要维持数月，国内四季度大型地面电站装机行情即将启动，分化可能还将持续较长时间。
逆变器行业高管表示，“欧洲市场的‘去库存’周期还无法预测。从11月份开始到12月份，国内大型集中式/组串式逆变器、大型储能逆变器的需求将迎来爆发。”
三季度报数据显示，尽管前三季度多数逆变器公司业绩仍保持增长的状态，但如果聚焦其单季度的表现，不少逆变器企业的第三季度的收入和净利润均出现下滑。
按照主营业务收入占比超过50%这一指标，A股上市的逆变器企业共有10家，分别是：阳光电源、德业股份、锦浪科技、禾迈股份、科士达、昱能科技、科华数据、禾望电气、上能电气、通润装备。
第三季度，10家企业中业绩下滑的企业共有六家，依次分别是：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份、科士达。
上述6家企业中，有4家企业业绩降幅在50%以上，其中，去年净利润增速水平的排名最高的昱能科技，今年净利润降幅同样最高，其以62.75%的负增长排名第一。此外，德业股份、科士达利润降幅成都相对较小，分别下降36.1%和16.56%。
10家企业中，有4家业绩继续保持了增长，分别是：科华数据、阳光电源、上能电气、禾望电气。除了科华数据以外，其余三家企业净利润增速都在100%以上。
从排名来看，三季度业绩增速最大的禾望电气。今年第三季度，禾望电气实现营收10.74亿元，同比增长64.27%；实现归母净利润1.99亿元，同比增长246.82%。
阳光电源在世界第一的体量规模下，今年第三季度实现营收177.92亿元，同比增长了78.95%；实现归母净利润28.69亿元，同比增长147.29%。前三季度，公司实现营收463.15亿元，同比增长108.85%；实现归母净利润72.23亿元，同比增长250.53%。
按照主营业务分类，上述企业可以分为两类：一类企业以锦浪科技为代表的企业，主营微型逆变器、户用储能逆变器产品，产品主要销往欧洲、南美、美国等市场，收入依赖海外。第二类企业以阳光电源为代表，主营大型集中式/组串式逆变器，主要面向地面电站。
第一类包括：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份。第二类企业包括：阳光电源、上能电气、禾望股份。
今年三季度，海外户用光伏、储能逆变器市场需求出现明显下滑，而国内、外的大型地面电站装机量继续保持爆发，是导致业绩分化的主因。
海外市场。自去年年底开始，作为全球最大户用光伏、户用储能市场的欧洲市场，户储和户用储能逆变器产品库存攀升至历史性的高位，加之随着“能源危机缓解”带来的需求的疲软，欧洲市场规模开始衰减。
海外逆变器第一股SolarEdge首席执行官兹维·兰多(Zvi Lando)表示，进入下半年后，由于欧洲库存高企和安装速度持续放缓，该公司的欧洲分销商大量意外地取消订单，并开始不断去库存。该人士还预测，四季度，逆变器行业面临形势还将更加严峻。
在欧洲市场的传导下，户用光伏、储能逆变器一时间供过于求，导致第一类依赖海外户用光伏、户用储能的企业业绩下滑。
与国外户用储能市场不同，在组件价格下跌的刺激下， 国内大型地面电站市场依旧保持了一个高增长状态。
今年前三季度，国内光伏前三季度全国光伏新增装机128.94GW，同比增长145%。其中，其中集中式光伏61.8GW，同比2022年的17.27GW增长357.8%。
借助本轮集中式地面电站装机潮的东风下，阳光电源、上能电气、禾望股份三家公司产品主要以大型集中式/组串式逆变器和大功率储能逆变器为主，且主要依赖国内大型地面光伏电站市场，增长自然。
今年四季度以及明年的逆变器的行情——
单就四季度而言，大型集中式地面电站市场依旧有着不错的装机预期。因此，集中式/组串式光伏逆变器、超大功率储能逆变器市场还有不错行情。因为收入确认的延迟，预计明年上半年，主营上述逆变器产品的还将有不错的业绩。
“国内市场在大型地面光伏电站的项目周期招标基本上都还是扎堆在四季度，尤其在11、12月份，一般验收确认收入周期要在半年左右，也就是说，明年上半年到三季度，像阳光电源这样的主要做国内集中式市场的企业明年上半年业绩都还会很不错。”
海外的户用光伏、储能市场，海外逆变器市场“不景气”周期还要至少数月才能结束，“目前来看，海外光伏和储能逆变器的价格还没有降到底部，现在主要目标是‘去库存’，但随着疫情后，逆变器产能的顺利释放，目前光伏微型逆变器、小型户用储能逆变器产能都还是供过于求，因此去库存周期还远没有结束。”
预计2024年，工商业侧储能市场预计迎来爆发。届时工商业储能逆流器公司业绩将有一轮爆发。但这对于第二类集中式/组串式逆变器的企业来说将更为有利。对于昱能科技为代表的第一类企业来说，其从户用光伏/储能逆变器转型工商业储能逆变器较为困难，因此很难缓解后续的业绩压力。“户用逆变器主要应用在10千瓦以下或者20千瓦以下的平台，工商业一般是100千瓦以上的平台，在没有平台基础的情况下，户储厂家想要进入目前产品同质化程度较高的工商业市场，较难构建竞争力，获得亮眼的市场份额。”
10月逆变器出口台数环比降低，出口金额环比下降。
#2023年10月全国逆变器出口台数环比降低： 2023年1-10月逆变器累计出口量为44,521,066台，同比+12.43%。2023年10月单月逆变器出口数量为3,110,707台，同比-28.65%，环比-20.46%。10月重点省份（安徽、浙江、江苏）逆变器出口量合计1,647,314台，同比-20.04%，环比-22.98%。其中，安徽省出口量同比-8.26%，环比-62.19%；浙江省同比-23.74%，环比-22.02%；江苏省同比+5.45%，环比-10.39%。
#2023年10月逆变器出口金额环比下降： 2023年1-10月逆变器出口总金额为6,14.2亿元，同比+33.41%。2023年10月单月出口金额为39.9亿元，同比-40.69%，环比-14.29%。10月重点省份（安徽、浙江、江苏）逆变器出口金额合计20.1亿元，同比-32.07%，环比-21.54%。其中，安徽省同比+69.71%，环比-19.62%；浙江省同比-64.68%，环比-27.70%；江苏省同比-29.22%，环比-17.39%。
从趋势上看，我国光伏逆变器的出口给人的直观印象，是比光伏出口要差一些。自今年5月份以来，逆变器出口额每月都在走低。
实际上去年1-10月我国逆变器出口69.11亿美元，而今年1-10月实现了88.03亿美元，还增长了27.4%。
按常理说，逆变器的市场需求肯定是随着光伏需求波动，为什么会出现背离的现象呢？
有两种可能，一是户用储能型逆变器的单价比集中式、组串式要高一些，即同样容量的光伏组件，需要的逆变器货值会更高；二是受欧洲去年户储市场爆发所带动，国内企业一拥而上迅速扩产并出口，所以才导致今年的1月、3月、5月成为近两年出口额最高的三个月份。当然，海外的户用产品现在也处于艰难的去库存阶段。
对于今年而言，欧洲光伏库存问题无疑是中欧两大市场最为头疼的问题。
今年8月份挪威咨询公司Rystad Energy声称，截至2023年8月底，欧盟仓库中有80GW的光伏组件，该项报告一度引发了多项议论。
本周，又一家德国市场研究公司EUPD research 发布了一项欧洲光伏市场报告，对欧洲今年光伏装机量、进出口及库存水平再次作出了预测，而该项报告预测的欧洲光伏组件库存量则降低了。
根据EUPD research的报告， 欧盟今年可能新增60GW的光伏装机，而从中国进口的光伏组件将达到100GW。并预测到2023年底，欧盟仓库中将有约65GW未售出的光伏组件库存。
首席执行官Markus Höhner和高级数据经理Ali Arfa在报告中解释道，2022年欧盟新增了约40GW的光伏装机，中国向欧盟出口了87GW的组件，而到今年欧盟新安装的光伏装机量将达到60GW，中国组件出口将增至100GW。
这意味着欧盟2022年欧洲光伏组件的库存已达到最高47GW，到今年年底将新增40GW库存，累计库存将达到87GW，两位专家解释道，剩余的87GW库存与正常库存（约22GW）相比，我们也将在2023年应对约65GW的过剩光伏组件库存。
17、储能进入难熬的下行周期已经成为共识。以户储为例，最上游的户储电池中已经率先感受到危机下的寒冷。
2022年全年，户储电池的利用率达到85%，可以说全中国的电池产线都在加班加点地生产户储产品，整个欧洲户储产品到年底达到了5.2GWh。但到了2023年上半年，产线生产急转直下，户储电池的产能利用率下跌到不足30%。
骤降的户储产能利用率。生产过剩的压力转给了经销商。以欧洲的基础库存来说，估计明年一年都在去库存。
西班牙Betasolar是当地最大的储能经销商，去年直接囤了今年一年的量。英国的头部经销商Givenergy到现在还在努力去库存。
毫不夸张地说，各路厂家户储产品充斥在欧洲市场，为了清掉库存，开启大卖场促销模式，价格战成了最直接的手段。“销售单价-生产成本=利润”的公式，在当地市场已经不合时宜。
碳酸锂及供应链价格：10、11月锂电池排产环比下降去库，4季度海外锂矿/盐湖陆续投产爬坡，判断年内碳酸锂现货价格将进一步下跌。
动力电池降本的关键路径是大规模量产和工艺技术的提升，而提升工艺技术则主要依赖装备的升级。
“进入规模化制造时代，头部电池企业的技术水平已经逐渐趋同，未来电池企业的核心竞争力将体现在制造能力上，包括质量控制能力、成本控制能力和智能化水平。”
采用极片热复合与多片叠融合技术，将生产效率从0.6秒/片提升至0.125秒/片，由此实现每GWh节约成本30%。
第四代叠片技术，叠片效率甚至可达0.06秒/片，单台叠片机可实现1GWh产能。宁德时代则通过智能精细管控，极致打磨电池生产的每一道工序，以织密织牢属于自己的制造壁垒。智能化设备应用方面，
宁德时代总部生产基地平均每1.7秒可生产一个电芯，设备对产品尺寸的精准控制从微米级到千米级，全生产流程设置超6800个质量控制点，每个电池平均追溯数据超10000项，每颗电芯下仓前都会经过100+的检测工序。能将劳动生产力提高75%，将每年的能耗降低10%。此外，对工艺和设备升级后的第8代超级制造产线-PSL，能将人员数量下降70%，速度提升300%。
行业制造方形电池的普遍良率在87%-89%之间，宁德时代则将这一数字提升至93.5%，这意味着，生产同等数量的电池，宁德时代的直接材料成本会比竞争对手少4%左右。电池制造中的20多个大工序，如果每个工序的良率为99%，整体良率只有81.7%，当每个工序良率降至98%，整体良率则骤降至66.7%。
18、新能源汽车——新能源车产业面临小幅去库波动，中期积极因素不断累积
1）短期来看，终端销量增长符合预期，预计国内全年850万辆、欧洲250万辆、美国150万辆能够实现；但年末产业链因锂价下跌预期、储能二线超前生产出现排产“旺季不旺”，不过行业龙头公司依然稳健。
2）展望中期来看，积极因素不断累积，一是2023年产业链已经出现新增产能规划的明显缩减，对应2024-2025年的产能增幅较少，因此2024Q2开始有望看到产能利用率的持续修复，盈利能力有望趋稳。二是碳酸锂等产业链价格下行降低新能源车成本，在油价上行的背景下，新能源车的经济性有望支撑需求。三是市场对美国政策预期非常悲观，若后续有积极变化，也是板块向上的催化。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
硅料谈判和签约进入相对好转区间，但是下游各环节面临的成本和盈利压力也仍然在继续向硅料环节反馈，具体表现在各家签单价格的诉求仍在不断下降，而硅料供应端产量平稳提升的背景下，即将在四季度中后期面临持续升高的硅料滞销库存。
具体区分来看，头部企业价格有所下降，虽然前期价格仍有每公斤70-73元区间，但是本期缓步下跌至每公斤65-70元范围，价格中枢下跌。
目前拉晶环节上调的开工水平确实对需求有所带动，但是硅片环节自身面临的价格下滑和新一轮库存风险也在发生，整体在年底对于上游环节供需关系仍然较为悲观，重点观察硅料价格本轮下跌的底部区间位置。
1.1.2硅片价格分析
硅片价格仍难企稳。本周硅片价格仍难企稳，价格同比下跌。主要原因还是由于库存积累问题，价格快速崩跌，厂家为了保障出货无奈继续让利跌价，市场看空情绪颇重。目前硅片企业减产明显，库存出清也相对要快速，但下游电池片压价情绪还是较为明显，短期内硅片价格仍承压运行。
硅片价格继续大幅走跌，市场情绪继续看空，电池片企业压价心态明显，成交价格不断走跌。但值得注意的是硅片已经出现去库趋势，加之成本因素，或对后续价格有一定支撑——跌幅有望放缓。
1.1.3电池片价格分析
近期下游采购意愿偏弱，四季度末可能不会再出现单月装机陡增的“抢装”情形。由此造成的结果是，压力层层向上传导，导致硅片、电池库存增加。除210大尺寸硅片、电池外，其余产品均有不同程度降价。
组件价格下降空间已非常有限，业主单位与组件企业重新进入博弈状态。在山东华电潍坊500MW大基地等项目光伏组件招标中，共需n型组件740.9MW，但从开标情况看，仅1家企业试探性投出1元/W以下价格，其余企业报价都在1.02元/W以上，均价达到1.0463元/W。预计后续组件价格在整体稳定的前提下小幅波动，低价不是打动客户的唯一条件。（11月15日，山东华电潍坊寿光羊口营里500MW大基地等项目光伏组件打捆采购项目开标。根据招标公告，该项目采购光伏组件740.9MW，分别是山东华电潍坊寿光羊口营里500MW大基地光伏发电项目以及山东华电烟台莱山200MW农光互补光伏一期100MW项目。本次共有13家企业参与投标，投标报价区间为0.963~1.1055元/W，均价1.0463元/W）
11月13日，国投平定100MW光伏发电项目光伏组件设备采购中标候选人公示。结果显示，第一中标候选人晶科能源的预期中标价格为1.01元/W，其次为通威的1.024元/瓦、亿晶光电的1.019元/瓦。1.01元/W为N型组件中标价新低。该价格几乎是目前N型TOPCon最低的中标价格。
根据招标公告，本次采购规模为120MW，单块组件额定功率为575Wp及以上的N型TOPCon单晶硅双面双玻光伏组件，交货期为80天。电池片尺寸182mm×182mm，组件尺寸为2278mm×1134mm）、所供光伏组件的配套成品连接线（26块组件为一串（具体以设计为准），每串配一套成品连接线，此连接线含成品正负极插头一对，与所供组件连接线及插头同型号）、所供光伏组件的配套正负极插头（26块组件为一串（具体以设计为准），一串配一对正负极插头，与所供组件插头同型号）。上周国投若羌县90万千瓦光伏市场化并网发电项目光伏组件集采的1.03元/瓦的n型组件中标价格。
11月N型电池增长放缓。10月电池实际量60.89GW，其中P型电池片39.18GW，N型电池片Topcon电池片19.52GW。10月量产Topcon电池片的企业达到31家，而11月预计突破35家。
10月电池产量继续新高，但10月以来光伏产业链中下游处于需求不足，库存高涨的市场环境中，市场情绪一度悲观，尤其在光伏电池环节，新增产能陆续释放， 10月电池过剩矛盾严重凸显。
11月光伏电池减产预期较大，而从11月光伏电池排产来看，总量上略有提升，11月电池片产量预计为61GW，其中P型电池片39.18GW，N型Topcon电池片21.61GW，Topcon电池片的爬产速度放缓，多数厂家对电池设备调速来降低电池片产量，而停线减产的厂家较少， 主要出于对电池单瓦生产成本的考虑。
今年四季度因受到市场行情的影响，极大打击了新晋Topcon电池厂的信心，在产能扩张方面变得十分谨慎，原有产能规划有可能止步于一期项目，而当前已完成产能落地的项目，开线速度明显放缓。
主要由于当前N型组件产能扩张暂未跟上N型电池片的扩张进程，短期内市场消化能力有限，而从组件端P/N比例变化来看，N型组件排产占比明显提升，从10月的33.70%提升至11月的37.15%，且在12月会有进一步提升空间。
预计2023年全年Topcon的产量将突破140GW，Topcon型电池比例预计达到27%，N型比例突破30%。
华晟新能源完成超20亿C轮融资。华晟这一轮融资的环境非同以往——这是发生在资本市场IPO与再融资阶段性收紧的背景之下，是发生在行业普遍陷入产能过剩精神内耗的市场情绪之中，是发生在TOPCon如日中天、BC跃跃欲试的技术路线争论之时。
10月12日，华晟2.5GW高效异质结电池项目在云南省大理经济技术区上登先进装备制造产业园正式投产。
据说华晟在当时刚刚完成C轮融资，投资方是一家央企，
本轮融资由中国绿发投资集团有限公司
领投，中银资产与中邮保险跟投，原有股东无锡金控与新兴资产继续加码，融资总额超20亿元人民币。
本轮融资将用于华晟高效异质结产品的持续扩产，以及对于异质结-钙钛矿叠层电池等前沿技术的研发。
据华晟新能源介绍，公司现已投产12GW高效异质结电池和组件产能，向全球交付了超过3GW高效异质结组件产品。2023年以来，华晟新能源在异质结技术研发和量产上持续取得突破，一路追光，升级打怪，功率、效率迭创新高。
2023年2月，凭全异质结项目入榜BNEF Tier1榜单；
2023年5月，荣登胡润研究院《2023年全球独角兽榜》；
2023年8月，宣城三期组件项目投产，华晟累计在宣城建成十个异质结智能化工厂；
2023年8月，无锡华晟项目（一期）设备顺利搬入
2023年9月，华晟喜马拉雅G12-132组件最高功率744.43W，量产电池最高转换效率达到26.1%，；
2023年9月，华晟喜马拉雅G12-132组件荣登TaiyangNews全球组件最高效率排名TOP3；
2023年9月，华晟新能源实现公司运营盈利；
2023年10月 大理华晟2.5GW高效异质结项目顺利正式投产；
2023年10月 合肥华晟182R异质结电池顺利出片；
2023年11月 华晟喜马拉雅G12-132组件最高功率达750.54W，转换效率24.16%，再创异质结组件功率效率世界新高。
华晟新能源董事长徐晓华表示，到今年年底，华晟将拥有近20GW异质结产能。无论是技术创新、产能规模还是出货量及市占率，华晟目前在异质结领域都保持着绝对领先。
晶科能源认为未来3-5年N型TOPCon仍然是市场主流产品，并对未来的提效路径已有清晰的规划，预期至年底电池转化效率达到25.8%，明年导入双面poly技术，电池转化效率进一步提升，持续保持行业领先地位。
受益于N型TOPCon产品供不应求，公司在手订单饱满并在持续稳定签订，2023年订单已可超额覆盖本年出货目标，2024年订单至年底预计签订50%左右。
今年一到三季度公司海外收入占比超6成。公司今年组件出货目标为70-75GW，目前在手订单已可超额覆盖。公司N型TOPCon产品主流出货功率在580-585W，电池片量产效率25.6%以上，单瓦可实现发电增益3.5%以上。预期年底电池量产效率将达到25.8%，明年进一步提升。
公司对明年全球市场需求保持乐观，目前大量地面电站项目在积极推进，中国、美国、欧洲还有中东市场都可以看到10GW甚至以上的增长；在拉美和东南亚等新兴市场有些国家会有100%以上超速增长。
公司创造了新的电池转化效率纪录26.89%，公司本次电池转化效率纪录采用了先进金属化增强技术、能量粒子体钝化技术以及高效陷光钝化接触技术等多项适用于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化，计划明年年底开始逐步导入量产，届时公司电池量产转化效率将达到26.5%。
捷佳伟创与大客户通威股份(600438)签订的日常经营合同累计金额达28.46亿元，占2022年经审计主营业务收入的51.34%。公司对通威的供货正在放量，超前三年对通威股份的累计销售额。此外，捷佳伟创(300724)对另一家光伏龙头晶澳太阳能(000591)的销售也实现了大幅跃升。公司今年以来频繁获得下游光伏企业青睐，订单的放量直接体现在业绩层面。
今年前三季度，捷佳伟创实现营业收入64.05亿元，同比增长50.48%；净利润12.23亿元，同比增长48.96%；经营性净现金流32.33亿元，同比大增282.86%。捷佳伟创作为头部光伏设备供应商，正在加码对更新的技术路线钙钛矿领域的投入。目前，公司拥有钙钛矿以及钙钛矿叠层整线设备的供应能力，近日已向钙钛矿下游客户出货大面积薄膜立式设备，用于客户的量产线。
近日，经权威第三方检测认证机构TÜV南德认证，捷佳伟创G12-132版型异质结组件平均功率达到了720.65W（南德新标准），组件平均转换效率23.20%，属于行业前列水平。这是公司继高速RF微晶P沉积技术、600MW异质结电池整线出货后，在异质结电池技术领域取得的又一进展。根据公司异质结技术发展路线图，预计年底G12-132版型组件功率可达到平均725W，最高730W的水平。
东方日升表示，异质结技术增效的方向多样化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明导电层）图形化优化、金属化线型优化、光转膜等，预计明年公司HJT电池的量产效率将达到26%。
公司异质结技术的主要降本方向
公司在量产中应用的降本三路线是在中试线上经过了充分验证的可靠方向：
（1）薄硅片：目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，公司量产初期即已导入110微米硅片，中试线已在使用100-90微米硅片进行验证，预计明年能够导入100微米及以下厚度硅片进入量产，薄硅片结合硅片自产所回收的超额收益，HJT产品的硅成本还有可观的下降空间。
（2）低银含浆料：公司低银含浆料于2021年Q3开始在中试线上试用，目前量产中已在使用50%以下银含量的浆料，目前银浆的单瓦成本已降至8分钱以下，行业中使用的纯银浆料成本普遍还在每瓦1毛以上，后续降银叠加供应规模化因素，预计还有2-3分/w的降本空间。
（3）TCO靶材：公司低铟/无铟靶材方案在2022年已有一定水平的储备，目前使用的ITO单瓦成本在4分以上，预计导入无铟/去铟方案后会有2-3分/w的降本空间。
距上次破纪录仅一月有余，华晟新能源又创光伏异质结组件功率效率世界新高。近日，经TÜV南德认证，喜马拉雅G12-132版型异质结组件输出功率达到750.544W，转换效率24.16%。
同样搭载着由宣城四期电池项目自主生产的双面微晶G12-20BB异质结电池片，并配合丁基胶+光转膜封装，本次喜马拉雅G12-132版型异质结组件较一个多月前6W的功率突破主要来源于电池片效率的稳步提升。据华晟技术研发中心相关负责人介绍，目前宣城四期电池项目量产平均效率已达到25.8%，这一水平较三个月前项目投产时提高了超0.5%。对于太阳能电池片来说，每0.01%的提效都意义重大，
经权威认证机构TUV南德测试，基于210-66版型标准尺寸，通威THC组件正面功率达到745.62W，本年度第五次刷新HJT组件功率纪录。同时，组件正面转换效率达到24.0%，
2022-2023年，通威HJT技术多次实现技术突破。2022年7月，完成行业首条双面微晶产线开发，电池效率提升近1%，同年12月，电池最高转换效率达到26.49%；2023年5月，组件最高功率突破730W；同年7月，叠加0BB组件技术，组件最高功率突破740W。
目前通威在HJT电池环节，持续开展无银化、低铟化、薄片化等提效降本技术研究；组件环节，在多个互联技术路线上开展研发布局，并持续对高可靠性HJT封装技术方案开展研究，竭力推进HJT电池、组件技术发展。
三方认证27.34%，武汉大学钙钛矿叠层电池登上《Nature》杂志。新型金属卤化物钙钛矿是一种分子通式为ABX3的晶体材料，具有制备工艺简单、缺陷容忍度高、吸收系数高、载流子扩散长度长等优点，在光电子器件领域备受关注，被认为是下一代最具前景的光伏材料之一。其中，单节钙钛矿太阳能电池的光电转换效率已经与传统硅基电池相当，但是想要进一步提升其效率将越来越困难。全钙钛矿叠层电池可以突破单结太阳能电池的肖克利-奎伊瑟效率极限，理论效率可达44%，性能还有非常大的提升空间。全钙钛矿叠层电池由顶部的宽带隙钙钛矿子电池和底部的窄带隙钙钛矿子电池一体化叠加而成，而其中不够优异的窄带隙钙钛矿子电池是其未来实现商业化应用的绊脚石之一，也是领域内的共性挑战问题。基于此，方国家、柯维俊团队通过天冬氨酸盐一体化掺杂策略同时提高了窄带隙钙钛矿子电池的效率和稳定性，实现了稳态效率27.62%（第三方权威认证效率27.34%）的目前两端全钙钛矿叠层电池的世界最高效率之一。
三季度各组件公司出货情况
前三季度：
隆基绿能：单晶组件出货量43.53GW，其中对外销售43.12GW，自用0.41GW。
晶科能源：前三季度组件出货超52GW，同增约82%。
天合光能：组件出货约45-46GW，同比增长约68%。
晶澳科技：电池组件出货37.63GW（含自用965MW），其中组件海外出货量占比约52%，分销出货量占比约31%。
通威股份：前三季度组件出货约18GW，其中一季度约为3GW，二季度销量约6GW，呈现提升的状况。
东方日升：前三季度组件出货确认收入约14.4GW，
横店东磁：前三季度组件和电池出货量合计达到6.87GW，组件出货同比增长50%。
2023年第三季度：
隆基绿能：电池组件出货超18GW，同比增长27%+。
晶科能源：组件出货约21GW（21.2GW），同比增104%+、环比增约20%；其中TOPCon出货约13GW，占比60%+，环比增30%+。
天合光能：出货18.5GW，确收超16GW，同比增长超52%、环增33%+。
晶澳科技：第三季度实现组件出货12.3GW，环比+5%。
通威股份：第三季度组件出货量则为9GW。
东方日升：第三季度实现出货确认规模6.1GW，实现明显增长。截止2023年中，公司电池、组件产能分别为15、25GW，后伴随金坛4GWHJT、宁海5GWHJT以及滁州10GWTOPcon的逐步投产落地，公司电池产能有望接近35GW，组件配套产能将超40GW，有望进一步助推公司出货提升。
综上，如果通威9GW的第三季度出货是准确的话，那么通威的出货已经高于阿特斯，成为全球前五大的中国光伏组件厂商。
阿特斯前三季度出货为22.6GW，其中第三季度出货最终数据为8.3GW
今年出货会比预期略低一点，主要是因为在加强欧洲市场库存管理所致。明年的出货预计仍能在今年的基础上保持较高速增长，具体出货量规划公司还需要基于年度预算进行讨论明确。
晶科能源的CTO金浩表示：“公司计划于明年推出双面TOPCon，预期量产效率可到26.5%，并希望在随后的2024至2025年逐步达到27%至27.5%的量产效率。这样一个效率肯定能压制所有其他的技术路线，成为市场中量产的主流。”根据规划，今年晶科能源TOPCon电池量产效率将达到25.8%。
晶科能源前2023前三季度以52GW+出货量排名榜首，隆基绿能和天合光能以45-46GW货并列第二，晶澳科技前三季度出货38-39GW排名第四。
从2022、2023H1、2023前三季度组件出货量来看，晶科能源、晶澳科技、隆基绿能和天合光能出货已经锁定全球组件出货Top4席位，第五仍为老牌光伏组件巨头阿特斯，其2023前三季度出货22.8-23GW。从当前出货趋势来看，全球光伏组件出货第五席位“易主 ”只是时间问题。
同时，光伏组件新一线一道新能的增长势头也很迅猛，2023前三季出货已达到13.5GW。这家成立仅4年组件厂商，凭借押注N型技术，实现了弯道超车，已把若干在市场上摸爬滚打10余年的厂商甩在了身后。
总体上来看，2023年前三季组件出货榜有三大变化——
第一个变化是，凭借TOPCon，晶科能源有望成为2023组件出货冠军，成为全球第一。
第二个变化是，阿特斯组件出货第五的位置，岌岌可危，通威股份和正泰新能都在迎头赶上。未来全球组件出货Top5- Top9四个席位的争夺将十分激烈。
第三个变化，环晟光伏、英利能源、腾晖光伏等老牌组件厂商有“掉队”苗头，国内组件Top10-Top20席位的争夺也呈白热化态势。
三、四线厂商之间的竞争也在加剧。大恒能源，还有HJT新贵华晟新能源也在快速发展，前者H1出货3GW，现有组件产能4GW，后者H1出货1GW，到2023年底将形成 10GW HJT组件产能。
此外，在光伏组件装机暴增的背景下，近两年市场上也涌入了不少新的组件厂商。今年市场上的光伏组件厂商已达到70余家。从产能上看，全球组件厂商Top9占据绝对优势。产能最大的隆基绿能2023年底将形成130GW组件产能，晶科能源90GW，晶澳和天合均为95GW，阿特斯 50GW，通威太阳能和正泰新能均为55GW，东方日升25GW，一道新能30GW，这九大厂商到2023年将产能合计已达625GW。2023年前三季出货Top10厂商出货量下限为282.6GW，上限为286.8GW。
11月3日，据美国国家可再生能源实验室（NREL）最新认证报告显示，由中国光伏企业——隆基绿能科技股份有限公司（以下简称“隆基绿能”）自主研发的晶硅-钙钛矿叠层电池效率达到33.9%，这也是目前全球晶硅-钙钛矿叠层电池效率的最高纪录。
此前该电池效率的世界纪录是33.7%，由沙特国王科技大学于今年5月份突破。
此次晶硅-钙钛矿叠层电池效率的突破，是隆基绿能2023年度继5月24日上海国际光伏展会（SNEC 2023）公布31.8%和6月14日欧洲光伏展会（InterSolar Europe 2023）公布33.5%之后的最新进展，
晶硅-钙钛矿叠层电池效率达到33.9%，首次超越单结电池的肖克利-奎伊瑟(S-Q)理论效率极限33.7%，为展现晶硅-钙钛矿叠层电池相对于晶硅单结电池效率的优势提供了意义重大的实证数据。
2022年11月，隆基绿能公布其硅异质结电池效率突破26.81%，创造全球晶硅单结电池领域的世界纪录。此次研发团队又刷新晶硅-钙钛矿叠层电池效率世界纪录，
隆基绿能在全球光伏业界最受关注的硅基单结电池和硅基叠层电池两大赛道均成为世界第一。
矩形技术的应用不仅打破了一般中版型组件功率无法突破600W 的“僵局”，还具备更高的系统价值。以标准中版型组件为例，基于210R电池的组件，延续了210低开路电压的优势，组串功率更高。以地面电站设计中常见的1500V系统为例，每个组串可以多串联2块组件，组串功率提升13%。相同的装机容量，使用210R-66片中版型组件，电站组串数量、跟踪支架总量及长度减少13%，组件数量、DC线缆、MC4连接器的数量减少5%-8%。加之2382mm*1134mm标准尺寸组件高达98.5%的集装箱利用率，终端用户的BOS成本再度降低。
同时，基于210R矩形硅片打造的48片小版型组件，1.762mm*1.134mm的极限设计，面积为1.998平方米。不仅满足德国建筑安全法规所规定组件尺寸、重量要求，且电流降低、逆变器兼容性更优，过去十余年光伏发电的度电成本下降了84%。
1.1.4组件价格分析
年关将近国内终端装机带动一波组件出货，但规模有限，其中大尺寸组件在上游原料短期结构紧张的情况下市场表现更为明显，当前210尺寸组件相比其他组件走弱的价格较显坚挺，单晶大尺寸组件现货主流价格在1.03-1.08元/W区间，但少量企业双玻组件价格溢价价明显，价格在1.1元/W以上。但整体而言，当前国内组件市场上整体仍显混乱，市场其他类型组件价格仍在继续走弱，包括一线组件企业在内P型182主流组件价格0.96-1.02元/W，成交逐步走低；而贸易市场上的价格仍有一定议价，低位价格在0.9元/W附近。N型组件方面，价格随着P型价格的走弱而下调，Topcon组件主流价格来至1.02-1.12元/W区间。一二线组件企业间的内卷分化加剧，头部组件企业整体排产较满，甚至外放代工；二三线组件企业整体排产依然较弱。组件海外出口方面，本周公布10月组件出口数据， 10月组件出口金额环比9月下滑23%左右，综合组件单价下滑的影响，出口规模下滑11%左右。辅材方面，本月国内辅材价格暂稳，未有明显变动。
近日，TaiyangNews公布11月全球组件最高效率排名，共32家企业的54款组件产品上榜。爱旭、隆基、华晟仍位居前三。爱旭基于ABC技术的白洞系列组件长期位居榜首，效率已达到24%。作为国内BC技术的领军企业之一，爱旭相继推出了黑洞、白洞系列主打产品，将栅线全部做到背面，具备极高得美观度，在欧美高端分布式市场较受欢迎。
公司计划到2023年底形成25GW高效背接触电池、组件产能。隆基的Hi-MO 6系列组件产品自5月份以来持续位居榜单第二。Hi-MO 6系列产品均使用HPBC技术，分布式市场前景广阔。力排众议押注BC，隆基相关负责人表示隆基经过多年已经攻克结构工艺复杂、成本高等多种技术难题，认为BC电池产业化的条件已经成熟，BC电池的竞争力有所显现。华晟基于HJT技术的Himalaya系列组件自9月以来以23.02%的效率上升至第三，使得Maxeon排名再跌一位。
华晟董事长徐晓华表示，下一步的工作重点是依靠持续不断的技术研发和创新实践将异质结产品的成本和价格与PERC“打平”。Maxeon基于IBC技术的Maxeon 6系列组件自9月开始跌至第四位。在爱旭和隆基分别推出白洞和HiMO6系列组件产品前，Maxeon长期位于傍首；华晟的Himalaya系列组件效率提升至23.02%后，Maxeon便从第三跌至第四。
2023年，光伏电池n型产能占比将由一季度21%增长至四季度51%；2023年四季度，n型年产能预计达到563GW，较一季度增长432GW，其中，TOPCon 产能Q1至Q4增长395GW，Q4季度产能占比将达到89%。工信部指出：“要聚焦光伏行业高质量发展，加强顶层设计和政策供给，引导支持企业技术创新。”
即使下游硅片开工率好转，硅料的供给仍大于需求，10月硅料排产14.3万吨，较预期的14.8万吨低，因为一些头部企业的质量问题导致产量略有减少。11月硅料产量预计约14.5万吨。库存方面，硅料目前库存约7万吨，仍呈现持续上升态势。除了供需外，业内对11-12月硅料的心理预期价格还在下降，所以供过于求，叠加市场对后续硅料价格走低的预期，即使本周硅料价格跌幅收窄，后续仍难反弹。
硅片此轮价格走低是从9月底开始的，国庆节前，隆基绿能和中环两家硅片巨头官宣硅片降价，降幅超8%，意味着硅片8月开始近2个月的反弹正式终结，龙头大甩卖硅片，主要因为库存太高，需要去库。10-11月近一个月的去库行情，让硅片对上游硅料采购需求减少，所以10月底硅料价格终于因为下游硅片需求疲软被打下来。目前硅片前期积压库存基本已快速出清至合理水平，基本从30亿片左右的高库存下降到19亿片左右，这也是本周硅片价格稍微稳定的原因。去库完成后，后续硅片价格走势有企稳迹象，但还要看电池的需求情况。
电池片近期仍继续降价，今年电池结构性紧缺主要在三季度前，9月后电池片供应量逐渐超过需求，库存持续增加，10月至今电池过剩的严峻形式越发凸显，所以价格不断逼近成本线，跌跌不休，后续减产也是大概率事件。今年光伏核心红利是TOPCon的扩产，尤其从前三季度晶科、钧达等以TOPCon为主打业务的企业，业绩都暴涨，享尽TOPCon红利。但与硅料扩产慢不同的是，电池片扩产只需9个月左右的时间，由于前期开工较猛，以及TOPCon产线上的过高，导致电池片库存走高。之所以出现N型和P型价格差在缩小的情况，本质是因为N型产能扩的太快太大了，组件和终端可能都还没跟得上电池的速度。此前规划的TOPCon产能后续可能并不会真正落地，不止是电池片，各环节比如硅料企业也表示，很远期的产能可能并不会真正去开。所以电池片降价趋势短期难改。
组件环节后续持续跌破1元/W，
从今年三季报可知，晶科是组件龙头中业绩最好的，因为前三季度TOPCon红利的释放，使得晶科免受组件价格持续下跌的影响，但像隆基等其他一体化组件龙头，三季报业绩都明显看出受组件跌价影响较大。
原因库存太高，不止欧洲，国内库存也高，目前组件全球库存约120-130GW，欧洲那边库存约60-70GW，美国约20GW，其余的库存基本都在国内。所以全球如此庞大的库存规模，很难支撑组件价格走高。目前组件价格基本稳定在1.05元/W左右，很少低于1.05元/W的现货成交价，一体化的成本月0.9元/W，基本已经是微利了。
组件今年Q4乃至明年，竞争格局都很难好转，价格还有下降空间，因为由于库存的高企，可能还会稀释掉明年的组件的增量。
本周价格受到厂家因邻近年底、库存变现等因素考量，近期抛货增多，影响市场价格混乱，尤其分布式项目价格下探快速，本周182 PERC组件均价已来到每瓦0.98-1.03元人民币，210价格暂时受电池片价格支撑稳定保持每瓦1.03-1.08元人民币，受制成本，中小厂家售价已高于一线厂家约1-3分不等，整体价格区间皆有拉大趋势。182 PERC抛货价格0.93-0.94元人民币皆有执行，然考虑非常规出货，已剔除现货表采集数据。
受抛货清库存等操作影响，观望情绪增加，且12月也是项目收尾阶段，需求缩减，现在看来12月主流价格已悄然突破1元人民币。
N型价格仍持续受到PERC冲击、需求转换等因素影响，N型TOPCon组件价格约每瓦1-1.2元人民币之间，现货价格也有出现0.98元不等的价位，抛货价格也有厂家以0.93元人民币报价。海外价格与PERC溢价约0.5-0.8美分左右。
HJT组件价格波动较小，国内价格约在每瓦1.28-1.38元人民币之间。价格也受制整体跌价而后续将有跌价可能性。
11月中国出口执行价格暂时稳定约每瓦0.12-0.135元美金（FOB），不排除12月整体价格将来到每瓦0.12元美金。亚太地区执行价格约0.12-0.13元美金。印度本地组件平均价格约每瓦0.2-0.24元美金。欧洲近期现货价格约在每瓦0.11-0.135欧元。
组件招投标方面，近期p型、n型均有低于1元/W的价格报出，n-p价差也有缩小趋势。与企业沟通后了解到，四季度投产的n型产能较多，意味着明年供货能力更强，竞争也会更加激烈。预计在央国企后续招标中，p型组件价格低于1元/W将成为多数企业的选择，n型组件也会不时出现低价。从国家能源局发布的数据看，1-10月新增装机14256万千瓦是比较喜人的成绩，但我们需要注意，国内单月装机已连续3个月环比下降，可能影响各环节生产热情。
1.1.5光伏玻璃价格
光伏玻璃3.2mm镀膜：3.2mm镀膜光伏玻璃报价26.5-28.0元/平方米，价格暂稳。2.0mm镀膜：2.0mm镀膜光伏玻璃报价18.5-20.0元/平方米，价格暂稳。
本周单玻均价约下滑至1.1-1.13元人民币。一线厂家新签订单仍在下滑1.05-1.1元人民币。中后段厂家单玻平均价格部分僵持每瓦1.1-1.13元人民币，价格控制已逼近成本线。
海外价格也将持续受到冲击，预期11月中国出口执行价格约每瓦0.12-0.135元美金（FOB），亚太地区执行价格约0.12-0.13元美金。印度本地组件平均价格约每瓦0.2-0.24元美金。欧洲近期现货价格约在每瓦0.11-0.135欧元，价格有开始趋稳的迹象。值得注意海外需求询单已开始转换，明年厂家下半年报价PERC者较少。
1.1.6其他环节
逆变器本周逆变器价格区间20kw价格0.15-0.21元/W，50kw价格0.14-0.19元/W，110kw价格0.13-0.17元/W。
石英砂国内高纯石英砂内中外层砂继续维持稳定。龙头企业外层砂价格为10-12万元/吨、中层砂价格19-23万元/吨、内层砂价格39-44万元/吨。
EVA树脂本周EVA价格下跌，光伏料跌幅创单周新高，达1500元/吨上下，当前EVA光伏料市场价格差距较大，14000-15300元/吨。
光伏胶膜胶膜价格当前持稳。460克重EVA胶膜价格9.66-9.89元/平米，440克重EPE胶膜价格11.35-11.66元/平米。供需 EVA光伏料：继上周竞拍市场价格创新低，成交量并未明显提升后，市场恐慌情绪蔓延。周石化厂陆续下调EVA光伏料、发泡线缆料价格，从组件排产来看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升
铜 25日继铜价走跌后，下游继续表现备货情绪，日内现货升水如期走高，现货成交情绪向好。早盘盘初，持货商报主流平水铜150元/吨，好铜货源稀少日内仅部分金川大板流通，其持货商报升水150元/吨后被秒。进入主流交易时段，平水从升水160元/吨逐渐走高至升水180元/吨，好铜升水170-200元/吨，湿法铜仅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/吨附近。进入第二交易时段，主流平水铜报至升水190元/吨，甚至200元/吨，好铜升水210元/吨。
铝 ——伦铝探底回升小幅下跌，收于2234美元。沪铝夜盘低位震荡收小阳，收于19350。沪铝成交持仓均下降，市场情绪偏向谨慎。本周铝库存小幅下降，现货需求一般。沪铝比价强于伦铝，进口套利空间继续打开，8月进口同比大增近40%。铝价短线走势较强，但基本面一般，中期风险较高。上方压力19500，下方支撑18000佛山铝锭报价19430-19490元，均价19460元，跌30，对当月贴50。今日铝价高开走低，现货市场疲软，周末库存去库未能有效带动市场情绪，下游节前补库积极性不足，持货商加大出货变现力度，从早间小贴水继续下调，报价在-40~-20，且有部分更低价货源出现但量并不大，接货方谨慎补入较低价货源，成交不太理想。后段期价涨跌波动，持货商跟随调价，报价最高至+60上下，买方接货积极性依然疲弱，成交寥寥。现货成交价集中在19420-19520元，较南储佛山均价升水-40~60元。
PVC国内经济数据逐步验证年内触底周期。宏观事件落地较多，美联储鹰派发言打压大宗商品情绪，尿素、纯碱、PVC等房地产相关产业链的品种情绪上有所影响。节前静待空头释放完毕。PVC生产企业开工负荷环比周内继续攀升，整体开工负荷率77.37%，环比提升0.46%，近月来连续两周在76%之上，造成一定压力；订单天数环比维持不变，同比提升明显。
动力煤淡季维持较高位置，同时煤化工近期需求较好，成本支撑尚可。能源价格横在这里，使得绝对价格上下空间都不大。
2023年10月，中国光伏玻璃出口量在29.30万吨，环比减少3.29%，同比增加46.57％；
2023年1-10月光伏玻璃累计出口量为296.03万吨，同比增加61.79％。10月其中流向越南的贸易量最大，为8.13万吨，环比增加37.56％
按具体出口贸易伙伴来看，10月越南仍旧为我国出口贸易量最大国家，出口量为为8.13万吨，环比增加37.56％，增幅较大。
9月出口贸易量TOP5分别为越南、泰国、印度、马来西亚和美国，美国排名升至第5。
韩国贸易量稍有所减少退居第8位，墨西哥、柬埔寨、印度尼西亚、澳大利亚排名6、7、9、10位。
TOP5贸易量占出口总量的72.56百分号，占比较9月上升近9个百分点。
据海关数据显示， 10月进口EVA11.08万吨，环比减少16.37%，同比减少11.32%。
1-10月累计进口116.41万吨。10月EVA出口1.94万吨，环比减少9.78%，同比增长93.10%。1-10月EVA累计出口16.95万吨。
10月EVA市场主要靠发泡、线缆端支撑。
10月EVA进口量缩减，尤其从台湾、泰国、沙特进口量大减，主要受到国内EVA光伏料市场极其疲软影响，10月国内光伏胶膜厂大批量减少甚至暂停EVA的采购，全月EVA价格波动较为剧烈，而进口部分因价格迟迟未谈拢，全月EVA光伏料到港量极少。
而11月EVA进口预计环比走高。
【EVA光伏料】本月EVA光伏料市场依然疲软，胶膜厂拿货依然较少，POE光伏料本月需求少，成交亦极少。本月EVA光伏料产量预计6.5万吨，环比下滑，但依然处于累库期。
【光伏胶膜】胶膜近期以交货为主，新成交少，价格维持稳定，当前胶膜零单亦较少。开工率预计下行。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年11月23日环氧树脂、中厚板报价分别为13000元/吨、3922元/吨，周环比分别3.72%、-0.25%，上游大宗商品价格走势略有分化。
2023年11月23日圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维分别为4050元/吨、3350元/吨、2710元/吨、3750元/吨、3700元/吨、118.7元/千克，周变动幅度分别为-0.5%/0%/0%/+0.5%/0%/0%。
原材料价格相对于上周原材料价格，本周中厚板、螺纹钢、废钢指数、铸造生铁、现货铜、现货铝、和环氧树脂价格普遍上涨。
风机中标价格止跌趋稳，整机盈利或将改善。风机中标价格：2023年1-10月各整机商中陆风含塔筒均价为2081元/kW，不含塔筒均价1717元/kW。
陆上风电含塔筒最低中标单价1795元/kW，最高中标单价2357元/kW；不含塔筒最低中标单价1680元/kW，最高中标单价2479元/kW。
二季度陆上风机价格趋稳。2023年一季度，陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从2月的1460元/kW，到3月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。2023年2季度，陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。2023年以来海上风机中标价格下降趋势明显，海风含塔筒均价3752.72元/kW至3818元/kW，相比2022年陆风含塔筒均价2258元/kW，不含塔筒均价1876元/kW，海风含塔筒均价3842元/kW未出现明显波动。
海上风电含塔筒最低中标单价3296元/kW。
经历过2022年低潮，风电行业迎来装机复苏，持续看好海风，预计2023年海风新增装机超过10GW，同比翻番不止。
本周风电整机采购开标总计812.5MW，风电机组招标总计30MW；风电塔筒采购开标380MW。
目前，陆上风机的招标价已基本触底，但是整个行业现状是供大于求，在行业调整的过程中，随着产供销趋于均衡，预计价格会有向上走的可能。陆上风电场投资收益率比较可观，但海上风电场收益率相对较低不能满足业主的期望，
二季度风电装机量有所放缓，央企、国企业主对于风场投资建设，一般涉及投决会审批和手续报批，所以每年上半年都是相对淡季，下半年尤其是后四个月是旺季，后四个月一般能占到全年装机量的一半或以上。
三一重能预计2023年全行业装机容量为55-60GW左右，明年在60-70GW左右。双碳目标、风电平价后比较好的投资收益率、国家支持新能源投资建设等因素，都使得风电有较好的发展前景。
技术端——对于海上风电机型在双馈与半直驱路线均有技术储备，双馈在近海和中海比较有优势，半直驱在大兆瓦、远海比较有优势，两种技术路线在优势区域会存在一定的重叠，根据具体情况进行技术路线选择。
风电：板块分化严重，整机毛利率下滑，零部件盈利明显改善。上半年海风装机不及预期
风电展望：下半年海风装机好转，关注海风及出海逻辑，海风相关龙头更具投资价值
毛利率有望修复的风机环节：（23Q3风机价格平稳+原材料价格回落，23Q3高毛利的海风风机出货占比提升）
二、投资方向梳理
2.1新能源行业装机研究分析
11月20日，国家能源局发布2023年1-10月份全国电力工业统计数据，光伏装机数据很彪悍：今年前10个月，我国实现光伏新增装机142.56GW，比去年同期增长84.32GW，同比增长144.78%。
截止2023年10月，国内光伏累计装机规模为535.76GW，1~10月新增142.56GW，10月份新增规模约为14.68GW。
1-10月的光伏装机，去年比前年翻了整整一倍，但今年比去年翻了将近1.5倍。今年比去年同期增长出来的部分，是84.32GW。这与去年全年的光伏装机数据87.41GW，几乎持平。
10月份环比9月份下降了13.69%，降幅明显。
最近四个月的光伏装机，都比10月份要高。但是，除1月份有传统新年因素影响之外，今年的任何一个月，装机都在10GW以上，而去年前10个月没有任何一个月能超过10GW。
假设今年最后两个月维持在10月份的水平，或者前10个月的平均水平，那么2023年我国新增光伏装机规模，预计将在170GW-172GW。
从市场供需层面看，光伏装机与光伏产品集采招标的容量、价格并不是同步的，而会有一个时间错配。10月份，光伏企业降价跑量去库存，组件价格杀到一块以下，供给端的影响或许会反映到明年，但未必会反映在今年。最近光伏组件企业们签的订单，都是要到明年才会交付的。也就是说，11月、12月份的光伏装机，不太可能出现因为产品价格暴跌出现陡增或陡降的极端情况。
光伏新增装机占全部电力新增装机57%。1-10月，光伏新增装机142.56GW，占全部电力新增装机57%。其中，火电新增占比18%，超过风电。光伏累计装机占全部电力累计装机19%。截止2023年10月，光伏累计装机535.76GW，占全部电力新增装机19%！风电、光伏合计占比达到33.7%。
截至10月底，全国累计发电装机容量约28.1亿千瓦，同比增长12.6%。其中，太阳能发电装机容量约5.4亿千瓦，同比增长47.0%；风电装机容量约4.0亿千瓦，同比增长15.6%。
1-10月份，全国发电设备累计平均利用2996小时，比上年同期减少88小时。其中，水电2704小时，比上年同期减少298小时；太阳能发电1120小时，比上年同期减少52小时；风电1816小时，比上年同期减少1小时；核电6357小时，比上年同期增加131小时；火电3677小时，比上年同期增加57小时。
1-10月份，全国主要发电企业电源工程完成投资6621亿元，同比增长43.7%。其中，太阳能发电2694亿元，同比增长71.2%；风电1717亿元，同比增长42.5%；核电670亿元，同比增长41.5%。电网工程完成投资3731亿元，同比增长6.3%。
近年来，光伏产业经历了“拥硅为王”的硅料、到“供应为王”的硅片、再到“技术为王”的电池。2023年轮到了“市场为王”的组件。“拥硅为王”时期，硅片企业争相签订硅料长单；“供应为王”时期，电池企业抢签硅片长单；“技术为王”时期，组件企业抢签电池片长单。这三个时期光伏长单成为行业的“主旋律”。2023年，“市场为王”时期，光伏长单在很长时间内，一直是光伏企业很重要的采购方式。不论是主产业链的硅料、硅片，电池，或者细分领域的玻璃、坩埚、胶膜，甚至边框都有长单签订。其中原因，一方面因为光伏产业大火，产能迅速扩张的同时，容易导致某个环节形成错配，成为紧缺性环节。各家企业为了保障原材料供给与上游企业签订长单。而上游企业，则为了获取订单，也有意愿签订长单销售协议。另一方面，企业之间不仅通过长单协议，建立合作关系，而且也有利于供应链、技术方面的协同配合。
2023年光伏电池、玻璃领域的长单相较2021年、2022年不论是签约数量还是规模都呈现出大幅下降的趋势。
其中原因之一产能过剩导致价格跳水。2020年以来，硅料价格从7万元/吨一路高升最高突破30万元/吨，今年以来，硅料价格一路走低，价格有跌回到了7万元/吨的原点。价格一路走低背后是大量产能的释放，硅料、硅片已经不再是紧缺环节，下游环节持币观望，已经没有再签长单的意愿与条件。
原因之二在于一体化模式的推行。2022年，由于硅料价格暴涨导致的供应链危机让许多企业特别是头部企业，开启了一体化进程。
隆基、通威、晶科、晶澳、天合、阿特斯等龙头企业在扩张产能的同时，也提高了各环节的匹配程度。以晶澳科技为例，其2023年底组件产能将超95GW，硅片和电池产能将达到组件产能的90%左右，这意味着对外采购的空间已然有限。此外，天合光能弥补了产业链之中缺失的硅片环节，通威股份则大举进军组件，这意味着相应上游环节的采购需求在大幅下降。
还有一方面原因在于2023年之前，龙头企业已经签订了光伏长单，其产能大多已经被下游企业锁定，而新进入的企业不论是产能还是品质方面都需要时间的考验。
从签约时间来看，1-4月，新增硅片长单多达8份，签约企业之中不乏阿特斯、捷泰科技这样组件、电池领域的龙头企业。这其中一个重要原因是，石英坩埚短缺引发了一波长单潮。4月底开始，海外石英砂季度到港，以及石英砂龙头企业尤明尼宣布2024年扩产刺激库存释放，石英砂紧缺情况大势缓解。4月底之后，除华民股份之外，鲜有硅片长单签订。
2023年是N型特别是TOPCon电池集中放量的一年。年初，不论是央国企集采还是海外市场方面，TOPCon组件的需求都急剧增长。导致TOPCon电池紧张。这也形成了一波电池环节的长单潮。
棒杰股份、金刚光伏、赛福天等企业签订了5份电池长单。其中大多集中在3月至4月。今年下半年，随着新产能的陆续释放，电池环节供应充足，长单便极少签订。
从签约企业来看，棒杰股份、赛福天等多为新进入光伏行业的企业，急于获得行业认可，这些签订长单合同多具有象征性意义。
硅料领域，协鑫科技、南玻A、通威股份均有长单签约。光伏玻璃环节，福莱特先后与正泰新能、晶科能源两家组件头部企业签订了近百亿元的长单。
仅2022年硅料长单，按当时价格估值就有9685亿元之巨，加之近两年来签订的其他长单合同，合同纸面金额必定超万亿。从合同履约期限来看，多数为2023至2026年。
如今，产能过剩，光伏产业链价格暴跌，组件价格甚至跌破了1元/W的成本线。近段时间以来，由于价格走低，硅料、硅片企业纷纷调低了开工率，甚至有硅片企业开工率降低至50%。
那么开工率降低之后，材料需求必然减少。
2.2 逆变器行业研究分析
逆变器行业三季报企业之间业绩呈现了“明显”的两极分化特征：
10家主营逆变器业务的上市企业中，有6家归母净利润出现了下滑，其中4家企业甚至出现了业绩腰斩；另一边，包括行业老大阳光电源在内，3家企业单季度业绩增速在100%以上。
之所以出现这样的原因，与国内外市场“冷热不一”有直接关系。
随着全球最大的户用光伏/储能市场——欧洲市场的库存压力加大，目前，依赖海外市场的户用光伏、户用储能逆变器企业业绩普遍迎来下滑。另一边，在光伏组件价格下滑的刺激下，国内大型集中式地面电站今年装机量上涨超过3倍，由此带来主营国内业务的光伏集中式/组串式逆变器企业业绩爆发。
分化的行情何时归于统一？目前，海外市场“去库存”周期还要维持数月，国内四季度大型地面电站装机行情即将启动，分化可能还将持续较长时间。
“欧洲市场的‘去库存’周期还无法预测。从11月份开始到12月份，国内大型集中式/组串式逆变器、大型储能逆变器的需求将迎来爆发。”
尽管前三季度多数逆变器公司业绩仍保持增长的状态，但如果聚焦其单季度的表现，不少逆变器企业的第三季度的收入和净利润均出现下滑。
按照主营业务收入占比超过50%这一指标，
分别是：阳光电源、德业股份、锦浪科技、禾迈股份、科士达、昱能科技、科华数据、禾望电气、上能电气、通润装备。
第三季度，10家企业中业绩下滑的企业共有六家，依次分别是：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份、科士达。
上述6家企业中，有4家企业业绩降幅在50%以上，其中，去年净利润增速水平的排名最高的昱能科技，今年净利润降幅同样最高，其以62.75%的负增长排名第一。此外，德业股份、科士达利润降幅成都相对较小，分别下降36.1%和16.56%。
与此同时，多家企业业绩则出现了明显增长。
10家企业中，有4家业绩继续保持了增长，分别是：科华数据、阳光电源、上能电气、禾望电气。除了科华数据以外，其余三家企业净利润增速都在100%以上。
从排名来看，三季度业绩增速最大的禾望电气。
阳光电源。在世界第一的体量规模下，今年第三季度实现营收177.92亿元，同比增长了78.95%；实现归母净利润28.69亿元，同比增长147.29%。前三季度，公司实现营收463.15亿元，同比增长108.85%；实现归母净利润72.23亿元，同比增长250.53%。
按照主营业务分类，上述企业可以分为两类：一类企业以锦浪科技为代表的企业，主营微型逆变器、户用储能逆变器产品，产品主要销往欧洲、南美、美国等市场，收入依赖海外。第二类企业以阳光电源为代表，主营大型集中式/组串式逆变器，主要面向地面电站。
第一类包括：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份。第二类企业包括：阳光电源、上能电气、禾望股份。
今年三季度，海外户用光伏、储能逆变器市场需求出现明显下滑，而国内、外的大型地面电站装机量继续保持爆发，是导致业绩分化的主因。
先来看看海外市场。自去年年底开始，作为全球最大户用光伏、户用储能市场的欧洲市场，户储和户用储能逆变器产品库存攀升至历史性的高位，加之随着“能源危机缓解”带来的需求的疲软，欧洲市场规模开始衰减。
10月20 日，海外逆变器第一股SolarEdge公布第三季度业绩预告，其第三季度的营业利润或将仅为1200万美元至3100万美元之间，同比下滑接近9成。
SolarEdge首席执行官兹维·兰多(Zvi Lando)表示，进入下半年后，由于欧洲库存高企和安装速度持续放缓，该公司的欧洲分销商大量意外地取消订单，并开始不断去库存。该人士还预测，四季度，逆变器行业面临形势还将更加严峻。
在欧洲市场的传导下，户用光伏、储能逆变器一时间供过于求，导致第一类依赖海外户用光伏、户用储能的企业业绩下滑。
以禾迈股份为例，其2023年前三季度微逆出货约111万台，同增51%。其中，2023第三季度微逆出货22万台，微逆出货同比降37%，环比降34%。今年第三季度，公司营收3.43亿元，同比下海18.78%，实现归母净利润0.66亿元，同比下滑58.23%。
2022年报显示，禾迈股份主要收入依赖海外市场。2022年，禾迈股份来自微型逆变器收入为12.4亿元，占比81.6%；来自海外业务收入12.3亿元，占总收入比重80.9%。
与国外户用储能市场“蓝海”变“红海”不同，在组件价格下跌的刺激下， 国内大型地面电站市场依旧保持了一个高增长状态。
今年前三季度，国内光伏前三季度全国光伏新增装机128.94GW，同比增长145%。其中，其中集中式光伏61.8GW，同比2022年的17.27GW增长357.8%。
借助本轮集中式地面电站装机潮的东风下，阳光电源、上能电气、禾望股份三家公司产品主要以大型集中式/组串式逆变器和大功率储能逆变器为主，且主要依赖国内大型地面光伏电站市场，增长自然不难理解。
以上能电气为例。2022年年报显示，公司来自国内（不包含港澳台）的收入为20亿元，占比85.66%，来自海外业务（包含港澳台）占比仅为14.34%。
产品体系中，集中式光伏逆变器收入为8.3亿元，占比35.5%；来自储能逆变器收入为10.2亿元，占比34.6%；合计占比70.1%。
海外“去库存周期”将持续至少数月
在业绩下滑的预期下，2021年以来，不少乘着海外“户用市场”爆发东风而起的企业在股价飙涨数倍后，今年以来，纷纷又迎来市值腰斩。
那么，今年四季度以及明年的逆变器的行情应该演绎？
单就四季度而言，大型集中式地面电站市场依旧有着不错的装机预期。因此，集中式/组串式光伏逆变器、超大功率储能逆变器市场还有不错行情。因为收入确认的延迟，预计明年上半年，主营上述逆变器产品的还将有不错的业绩。
“国内市场在大型地面光伏电站的项目周期招标基本上都还是扎堆在四季度，尤其在11、12月份，一般验收确认收入周期要在半年左右，也就是说，明年上半年到三季度，像阳光电源这样的主要做国内集中式市场的企业明年上半年业绩都还会很不错。”
针对海外户用光储市场，
海外逆变器市场“不景气”周期还要至少数月才能结束，至于最长会持续多久则“不好说”。
“目前来看，海外光伏和储能逆变器的价格还没有降到底部，现在主要目标是‘去库存’，但随着疫情后，逆变器产能的顺利释放，目前光伏微型逆变器、小型户用储能逆变器产能都还是供过于求，因此去库存周期还远没有结束。”
2024年，工商业侧储能市场预计迎来爆发。届时工商业储能逆流器公司业绩将有一轮爆发。但这对于第二类集中式/组串式逆变器的企业来说将更为有利。对于昱能科技为代表的第一类企业来说，其从户用光伏/储能逆变器转型工商业储能逆变器较为困难，因此很难缓解后续的业绩压力。
“户用逆变器主要应用在10千瓦以下或者20千瓦以下的平台，工商业一般是100千瓦以上的平台，在没有平台基础的情况下，户储厂家想要进入目前产品同质化程度较高的工商业市场，较难构建竞争力，获得亮眼的市场份额。”
逆变器专家海外库存近况
■欧洲库存情况：
1）欧洲经销商库存目前基本降至合理水平（从上半年7-8个月的库存降低至3个月的合理水平），HW、YG上个月基本清完库存，本月开始新增出货；
2）部分公司如GDW、JL、GRWT保留自身库存的还要清自身库存，预计今年年底到明年年初清完。
■未来是否会出现大幅降价：
1）市场环境波动带来的降价：预计不会有大幅的降价。厂商对于欧洲的定价比较谨慎，一旦降价过多会被认为是倾销；从今年的实际情况来看，光伏、户储PCS降价在10%的合理范围之内，厂商主要通过返点、买6送2促销等形式去库。
2）材料、技术更新带来的降价：有可能面临。头部厂商明年开始会逐步导入碳化硅产品，IGBT产品可能面临降价。
■光伏、储能逆变器需求展望：
1）光伏：23年全球360-370GW，24年550GW，增速20%左右。
2）储能：23年全球出货130-140GWh，24年增速50-60%，部分地区增速60-70%。分地区：今年国内35-40GWh、美国35-40GWh、欧洲20-25GWh、拉美1+GWh、印尼、新加坡等地区百MWh级别。
当前户储市场需求如何？
1）欧洲市场：
今年以来全球对欧洲的出货量大幅放缓、整体约6.3GWh，其中比利时和西班牙yoy-60%，意大利yoy-40%，德国市场保持30%的同比增速。我们认为，【高库存背景下应区别看待出货量和真实需求】，调研口径预计23-24年欧洲需求增速在20-30%，其中德国、北欧等地需求增速高于整体增速。
往后看，Q3各家企业对欧洲出货量环比均大幅下滑，经过一个季度的库存消化后，【目前调研反馈当前经销商库存已回落至正常水平，叠加需求稳定增长，预计Q4出货量将提升至比Q2高30%左右水平】。
2）美国、澳洲市场：
尽管体量不如欧洲市场，但对中国企业来说属于增量市场、且均在稳定增长。目前中国各家企业均在探究进入方式（大概率贴牌），24年取得突破性进展值得期待。
Q4预计能看到确定性出货增长：Q2部分公司户储产品开始对欧洲出货环比下降，Q3对欧洲一致出现环比较大下滑，经历2个季度去库存后，目前调研反馈除个别市场可能还有库存压力外，总体看经销商库存已基本回落至正常水平，只是经销商目前会倾向于按需下单，订单周期偏短。9月浙江及江苏对欧洲逆变器出口环比已恢复增长，主要户储逆变器企业反馈10月欧洲区域订单环比9月继续恢复，月度订单环比10-20%，部分反馈周度甚至超过50%的增速，德语区增速更快。目前指引Q4出货环比Q3增长确定性高！
23年实际装机增速超50%，24年设备厂商出货增速或不低于30%：户储主力市场（占比欧洲户储50%以上）需求增速很快，德国1-9月户储装机3.6GWh，同比增156%，意大利户储1-6月装机1.7GWh，同比增200%，综合考虑其他地区可能没增长，预计欧洲户储装机需求增速不低于50%；考虑2-3季度去库存，预计23年设备厂商对欧洲出货增速（20%左右）弱于装机增速（50%以上）；据经销商各项部件降价后户储系统成本较之前降低20%以上，且需求端刺激政策不断，德国5亿欧元光储充补贴，奥地利24年免增值税，荷兰净计量退坡，叠加后续进入降息周期，户储的经济性仍会不错，预计24年户储装机增速至少30%以上，考虑年底库存去化完成，24年设备厂商出货增速应不低于装机增速。
预计不太可能出现大幅降价：主要企业年初至今户储逆变器降价幅度在5-10%，考虑到原材料、运费及汇率等因素，23年毛利率环比基本稳定。随着年底库存去化完成，高端市场进入壁垒高，更看重品牌和售后，对价格不敏感，中低端市场可能会有价格调整，公司口径反馈幅度不会很大，且本身户储产品产品迭代及自身降本（5%左右）可以很大程度抵消单价下降的影响，毛利率影响比较有限。销售端可以通过延长质保或者账期等来促进销售，这对一线品牌更有利；
关注户储以外的增长点：欧洲经销商反馈，23年下半年储备大型工商业及地面项目明显增加，预计在组件价格稳定后，工商业和地面项目需求会迎来更快增长，工商业和地面市场专业化程度和技术壁垒更高，建议关注逆变器公司24年户储以外的增长点（23年部分公司户储逆变器利润贡献较22年降低）。
当前时点我们认为量的利空数据已基本落地，价格潜在变化预计对毛利率影响不大，横向比较来看，逆变器板块不管是估值、增长确定性和边际变化的趋势来看，当前位置值得重点关注，重点关注有海外大储加持、估值明显低估的股票。
逆变器：延续快速增长势头，去年Q1-3发货50GW，今年超过83GW，+65%，地面占比67%，增速更快来自地面。逆变器收入168亿，盈利能力也在一直保持，毛利率40%左右，主要得益于品牌服务等持续投入。公司持续保持领先，在地面格局还是非常稳定，保持领先地位。全年看，逆变器出货达 120-140GW，其中 Hybrid 预计 30 万台+，同比有望翻倍。
逆变器展望：明年行业增长预计跟过去复合平均增长速率差不多，20%+，毛利率长期是稳中略降的，但是公司通过品牌策划与赋能，降本增效，毛利率能基本维持住。
阳光电源判断：
明年行业增长的预期
前面十年行业复合增长率平均在20%+，
明年可能还是会增长，但是幅度没有那么大了。逆变器也是有增长，但是增长是放缓的。直流侧预期有500GW，悲观预期有400GW，并网会更少，
按0.8到0.85去计算并网侧。
认为明年还是会保持跟平均增长差不多的增长率。
逆变器毛利率这么多年下来波动是不大，今年毛利率稳中有升，长期来看，毛利率是稳中有降的，高毛利进入者会更多，回馈投资者的会不稳定，但是即使降毛利率整体是健康的。公司通过品牌策划的进一步提升和赋能，海外营销队伍进一步扩大，总体盈利情况不会太差。新产品创新需要更上，数字化运营能力提升，人员可以优化，靠降本增效使得毛利率基本维持住。
2.3光伏设备、原料辅材辅料行业
光伏设备
光伏设备——4大设备低氧炉、铜电镀、硅片切片机细线化、0BB。
0BB是重要的降本手段，行业中存在多种工艺路线。目前光伏电池正逐步经历由MBB转向SMBB的阶段，而0BB将成为下一步重要的降银手段。0BB在电池端体现为没有主栅，组件端则体现为焊带直接与细栅连接收集电流。目前行业中0BB工艺路线主要包括SmartWire、“纯点胶”、“先焊再点”三种工艺路线，且三种路线各有优劣。
对于TOPCon——
2024年0BB技术将大规模导入TOPCon，行业趋势确定性较强。
0BB的好处在于：1）降低银耗；2）增强导电性；3）低温封装工艺可承载更薄硅片。0BB技术分别能够节省TOPCon、HJT成本2分/W、4分/W，TOPCon对0BB工艺成熟度更为敏感。目前市场认为0BB的大规模应用依赖于HJT，但我们认为TOPCon在未来2-3年内量产性价比仍然会高于HJT。2024年随着0BB工艺进一步成熟，其在TOPCon电池上的降本优势也将逐步凸显，更换新设备的投资回收期仅1-1.5年。届时0BB将在TOPCon上得到大规模应用，渗透率有望大幅提升。
组件串焊机及焊带环节有望迎来较大弹性。0BB主要在组件串焊机及焊带环节会有一定变化，其中串焊机功能会发生较大变化，需要更换设备。由于0BB技术成熟后新设备回本周期较快，2025年部分存量产能也将有一定改造需求，预估2025年0BB组件串焊机市场规模有望达到120亿元。焊带方面，SMBB升级为0BB后焊带线径更细，加工精度要求更高，预计毛利率会有3-5%的提升。预计2025年焊带环节毛利空间约为30.8亿元，2022-2025年年均复合增速44%。
对于HJT——
预计HJT产能2024-2025年大规模放量：2023、2024、2025年、HJT扩产峰值的时候HJT扩产有望达到55、100、200、400GW，考虑到0BB的渗透率，预计2023、2024、2025年、HJT扩产峰值的时候0BB串焊机对应市场空间为3、44、67、95亿元，0BB焊带对应市场空间3、47、153、317亿元。什么是0BB?多主栅到0BB的变化实质是电极变化。电池片正背面的金属电极用于导出内部电流，可分为主栅和副栅，其中主栅主要起到汇集副栅的电流、串联的作用，副栅用于收集光生载流子。0BB（无主栅）就是电池片环节取消主栅，组件环节用焊带导出电流，可以降银+降低遮光从而降本增效。0BB当前出现SWCT（专利+成本问题，未在国内大规模推广）、点胶（设备简单，稳定性高，但结合力可能略有不足）、焊接点胶（结合力足，但精度要求高、难度大、速度慢）三种工艺方案，各有优劣。
0BB：最主要目的是降低银使用量，综合成本降低，性价比较高。
（1）采用点胶工艺，通过胶将低温焊带与电池片粘接成串。①0BB工艺采用点胶法，点胶点在细栅线中间进行固定；同时点胶面临胶易融化问题，需要避免胶钻入焊带和细栅线下面，也需要表面覆膜；为满足上述要求，胶需要兼具流动性与非流动性。②点胶工艺主要起连接作用，后续层压环节再进一步结合。
（2）点胶工艺综合成本降低，性价比较高。①点胶工艺设备复杂一些，但是设备成本是一次性投入成本，贵30%-50%，但是无后续其他费用投入，综合成本降低、性价比较高。②采用覆膜工艺，需要降低膜的成本。本身覆膜是为了降低银浆成本，但是膜的成本和银浆的成本对冲，没有解决本质问题。③后道层压环节点胶和覆膜工艺差别不大。0BB优势1）降本：可突破硅片减薄的瓶颈，同时HJT降本诉求最为迫切硅片：HJT硅片减薄面临重要瓶颈之一是电池环节副细栅使用银包铜、主栅使用低温银浆，由于两种浆料的膨胀系数不同，电池串容易有隐裂等问题。在0BB工艺使用后由于只有细栅的银包铜浆料，不存在不同浆料带来的膨胀系数不同的问题。电池环节：主要是降低银耗，HJT银浆成本最高，降本潜力最大，降银浆诉求最为迫切。目前银浆成本是HJT（0.117元/W）＞Topcon（0.064元/W）＞PERC(0.053元/W)，如果叠加银包铜浆料，预计降本，HJT(0.052元/W)＞PERC（0.031元/W）＞Topcon（0.016元/W），综合下来看，HJT降本潜力最大，降本诉求最为迫切。2）增效：减少遮光面+缩短电流传输路径+提高良率减少遮光面：取消电池片主栅，降低遮光面积，增加光吸收量。缩短电流传输距离：无主栅太阳电池在增加电池受光面积的同时,载流子输送至细栅的路径大幅缩短,串联电阻也相应减小。抗隐裂：采用密集多焊丝的设计，使得细栅线与焊丝的接触点，提高了组件抗隐裂的能力。竞争格局/进展0BB进展:量产：东方日升继2023年2月22日完成0主栅电池首线设备进场后，迅速在同年4月先后完成了首线介质供应及首线首批异质结电池片下货，且平均效率达25.3%，最高效率达25.6%；
试验：正在试验的厂商包括通威、爱康、华晟等。在无主栅技术方面，爱康采用铜焊带汇集细栅电流并实现电池互连，电池正反面均没有印刷主栅，实现了贱金属代替银主栅的功能，细栅采用银包铜的浆料，整体电池片每瓦银耗低于8mg。今年SNEC展会期间，爱康无主栅异质结高效组件曾首次亮相，功率高达730W，转换效率突破23.5%。
光伏原料辅材辅料
工业硅——合盛硅业
硅胶
石英砂、石英坩埚——石英股份、欧晶科技
金刚线——美畅股份
光伏银浆——聚和材料
光伏边框——永臻科技
光伏胶膜——福斯特
光伏玻璃——信义光能&福莱特
光伏背板——中来股份
光伏焊带——宇邦新材
接线盒——通灵股份
靶材（HJT）
碳碳热场
工业硅——多晶硅乃晶硅电池组件的原材料，而多晶硅制造，原材料占比40%以上，主要以工业硅和三氯氢硅为主。
2023年半年报显示，截至今年6月末，合盛硅业工业硅产能122万吨/年，有机硅单体产能173万吨/年。据官网信息显示，合盛工业硅产能自2014年起位居世界第一，有机硅产能自2021年起位居世界第一。
金刚线——硅片切割是硅片制造的核心工序之一，金刚线细线化是硅片切割技术进步及降本的指向标。据了解，为保证切割所需的张力以及切割过程中的张力波动余量，可用于光伏硅片切割的常规高碳钢丝极限线径约35μm,而目前用于切割的钢线已经非常接近甚至已经到了35μm，进一步细线化困难。而钨丝因为较高的破断力，替代趋势愈发明显。
高碳钢丝金刚线技术路线及钨丝金刚线。
金刚线主要用于光伏硅料切割环节，盈利水平高。其切割效果直接影响硅片的质量及光伏组件的光电转换性能，对光伏降本影响重大。光伏用钨丝尽管有较多瑕疵，但潜力较大，处于产业化初期；碳钢丝尽管成熟，但潜力已几乎到极限。
“大尺寸+薄片化”已成为硅片环节的主要发展方向，也是金刚线母线向钨丝转换的催化剂。这就要求金刚线在更细的情况下，具备更高的切割力和破断力。产业链中引起母线变革的上游钨丝头部厂商包括中钨高新、厦门钨业等；金刚线头部公司包括美畅股份、高测股份、产能高速扩张的恒星科技、以及率先实现钨基金钢线批量供应的岱勒新材等。
高测的新增长点在于——代切硅片。2022年，高测硅片及切割加工服务实现营收9.29亿元，而仅2023年上半年，代工服务实现营收8.4亿元，已经快赶上去年全年的收入了。此外，公司毛利率顶着行业寒冬，由2022年的41.51%提高到了46.76%。
切片代工的逻辑：硅片的非硅成本中，占比前三分别是坩埚、金刚线和设备折旧，分别为37%、13%、11%（数据来自Solarzoom，成本包括硅片生产的全部环节，坩埚主要用于晶棒的生产，金刚线主要用于切割）。也就说，高测只要保证自己切的硅片良率更高，就能通过做大代工的规模来不断摊薄设备折旧的成本，而公司自产金刚线，这部分利润可以直接计入到代工收入里面。只要其他硅片生产公司的切割良率不能达到100%，或者达不到高测的同等水平，那么高测代工的业务可以一直发展下去。
从切片的技术上看，为保证切割的一致性和稳定性，难点主要有两处：1) 金刚线布线: 切片机的自动排线系统首先将一根长度80-200km、直径36μm及以上的金刚线均匀、精密地缠绕在切割区域内的3根主辊上，单根金刚线并排布置成约由近4000根、间距低于235μm的金刚线线网，然后再被收线轮从切割区域引出；2) 金刚线线速和张力控制: 在硅片切割过程中，金刚线网的线速度在 4 秒内从静止状态加速至 2400 米/分钟，在 2400 米/分钟的线速度工况下持续运行30 秒后，在4秒内从2400米/分钟减速至0米/分钟，随后反向加速至 2400米1分钟，持续运行 30 秒后，再减速至0米/分钟。同时，在金刚线网的往返高速运动中，金刚线的张力波动需控制在±0.5牛顿以内，否则金刚线容易断线。
参数具体表现为硅片总厚度变化 (TTV) 均值和线痕均值降低。高测通过在金刚线、切割设备上的协同研发，不断推进切割工业升级，提高切割速度和切割良率。只要高测切割设备良率和速度一直保持行业领先，那么新晋厂商买的设备很可能在未来需要更新，那么还不如直接让高测代工，以规避掉这部分风险。高测通过规模的优势，可以更早地将设备投入的成本赚回来。
除了工艺上的改进和良率提高带来的优势，代工的主要的逻辑还在于设备折旧，只要规模足够大，平摊到每片硅片上的厂房、设备折旧可以更低。这点主要针对新进入行业的玩家，新玩家除了在切割技术上可能达不到高测的良率外，还要承担厂房和设备的折旧，如果新玩家刚开始因开工率不高（可能是新产品卖不出去），需要在运营初期面临较高的折旧费用，拖累当期业绩，而现在只需通过服务费的方式，将这部分风险转移掉。相应的，高测只需将产能扩大，提高开工率，便可通过规模效应，降低折旧带来的风险，这是双赢。因此，只要硅片环节有新的产能进入，高测这套代工模式可以一直玩下去，当然前提是金刚线切割技术短期内不会有大的变化。
据统计，高测切片代工规划产能95GW，预计2023年末将达产40GW。1) 产能规划: 2021年以来，公司已在乐山、盐城、安阳、宜宾投资建设四大切片基地；截至2023H1，公司硅片切割加工服务规划总产能达70GW。此外，公司还与东方日升签订 10GW 100um 厚度及更薄厚度的N型异质结半片超薄硅片切割代工协议。
高测股份是国内领先的高硬脆材料切割设备和切割耗材供应商，自主研发并同时掌握金刚线制造技术和金刚线生产线制造技术。依托技术闭环优势，公司金刚线生产技术不断进步，产品品质不断提升，竞争力持续增强，同时持续推进行业金刚线细线化进程，公司已批量供应36μm及34μm线型，并已推出30μm线型金刚线，同时储备更细线型高碳钢丝金刚线以及钨丝金刚线切割技术，助推公司光伏切割耗材市占率得到迅速提升。
石英砂、石英坩埚——石英股份、欧晶科技
石英坩埚是拉制大直径单晶硅棒的关键器材，主要用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒。基于单晶硅片纯度的要求，石英坩埚在一定周期内加热拉晶完成后直接报废，属于高耗材。
石英坩埚的原材料为石英砂，石英砂品质决定着石英坩埚的质量，也极大程度影响着单晶硅棒的质量。石英坩埚分为外层和中内层，外层主要用于散热，一般采用国产石英砂，中内层对原材料要求更高，以进口石英砂为主。今年以来，随着需求暴涨，高纯石英砂产能紧缺，进而引发一“埚”难求，坩埚也成为多家龙头企业扩充产能的重要一环。
石英砂龙头企业为石英股份，其可供应中内层砂，且主导新增产能。财报数据显示，石英股份积极推进产能扩张，在实现20000吨/年高纯石英砂量产的情况下，60000吨/年高纯石英材料项目稳步推进建设，预计2023年下半年可实现投产。
而石英坩埚，下游硅片行业隆基、中环的“双霸”格局，直接主导了石英坩埚行业的竞争态势，与两家霸主形成稳定供货关系的欧晶科技、江阴龙源、宁夏晶隆等占据着主要份额。以欧晶科技为首，其规划产能25-27万只/年。
石英股份预计三季度出货1.5万吨，净利润27亿。
光伏热场（耗材）——热场是用在硅片拉晶过程中的耗材，主要包括位于单晶炉内的坩埚、导流筒、保温筒、加热器等部件。其中坩埚的作用是承载内层的石英坩埚，石英坩埚中放臵熔融硅料；导流筒的作用是引导气流，并阻止外部热量传导至内部，使硅棒生长的速率提升；保温筒的作用是阻止内部热量向外传导，构建热场空间；加热器的作用是提供硅料熔化的热源。传统热场为石墨热场，而碳碳复材热场在一些高端应用领域和一些先进的硅片生产设备中得到了广泛应用。随着碳碳复材技术的不断发展和成本的降低，预计其在未来会继续扩大市场份额，可能逐渐成为市场的主流。
碳碳复材热场的优势：承载能力和性价比高 碳碳复材热场产品理化性能优、性价比高。热场系统内部不同部件用途各异，核心性能要求不同，而碳碳热场多方位指标均优于等静压石墨热场。从抗折强度看：外部热场坩埚核心性能指标，关系到其承载石英坩埚的能力。
单晶硅棒向大直径、大尺寸化方向发展，坩埚直径和承载硅料量也相应增加，对坩埚抗折强度的要求也逐识别风险，而碳基材料抗折强度明显优于等静压石墨。
从性价比上看：碳碳复材热场高温强度比石墨高3-5倍，使用寿命更长，减少部件更换次数，提高设备利用效率，随着产品生产成本下降，碳碳热场综合性价比优势显现。
总结——热场是在硅片拉晶过程中使用的耗材，包括坩埚、导流筒、保温筒、加热器等部件。碳碳复材热场在热场系统中表现出优越的理化性能和性价比。它具有较高的抗折强度，适应了单晶硅棒向大直径、大尺寸化的发展趋势，增强了承载石英坩埚的能力。同时，碳碳复材热场的高温强度比石墨高3-5倍，使用寿命更长，减少了部件更换次数，提高了设备利用效率。随着生产成本的下降，碳碳热场展现出明显的综合性价比优势。
在二季度末，光伏碳碳热场价格的跌幅已逐步缩窄，目前维持在30万元/吨左右的价格水平，热场价格自六月触底企稳、已跌破二三线厂商成本线。截至23年8月，碳碳热场价格已下探至30万元/吨以下，目前价格已降至非一线厂商成本线，盈利见底。目前仅头部厂商实现微盈利，二三线厂商开工率持续低于20%，光伏热场价格有望触底回升，迎来反转。
近期光伏热场价格出现反弹趋势，有部分厂商在四季度热场招投标过程中提高价格，光伏热场价格有望触底反弹，提价趋势有望落地延续。
#下游硅片开工率提升、叠加新投产能引价格回暖。硅片盈利持续向好，开工率提升显著，9月硅片排产增加至63GW，环比+8%，带动热场需求持续旺盛。此外硅片新投产能相继落地爬坡，头部热场厂商订单饱和，价格回暖
光伏银浆——在光伏电池片中，银浆是除硅片外，成本占比第二的材料，约占光伏电池片成本的10%，光伏银浆直接影响着光伏电池的转换效率。光伏银浆主要由高纯度的银粉、玻璃粉、有机原料等成分组成。其中银粉占据银浆成本最主要的部分，并与太阳能电池的导电性能直接相关，直接影响到电极材料的体电阻、接触电阻等。
光伏银浆可分为正面银浆和背面银浆，其中，正面银浆是主导产品，需求量占比超70%。正面银浆曾长期被海外龙头所垄断，有数据显示，2015年时国产正面银浆市占率仅5%左右，但2021年这一数字已迅速上升至61%左右，并且继续提升。
国产银浆“三雄”聚和材料、帝科股份、苏州固锝。2023年上半年，聚和材料正面银浆出货量为844吨，较比上年同期增长23%，继续保持行的领先地位。2022年聚合材料全球市占率达41.40%。
低温银浆、银包铜、电镀铜。光伏银浆行业正处于“整体需求稳步增长+低温银浆高速增长+国产化率持续提升”三期叠加的发展阶段。
随着HJT方案对于银浆消耗量的大幅提升，银浆供给未来可能存在担忧，能够完全解决对银的需求问题是更多组件厂商更终极的目标。
主流光伏银浆厂商在低温银浆领域的进展：苏州固锝研发的新一代高效低量快速印刷低温银浆产品在耗量降低近30%，印刷速度快20%的情况下还能保持转换效率的优势，实现了向钜能等客户的大批量供货；帝科股份计划投资约4亿元建设年产5000吨硝酸银项目、年产2000吨金属粉项目、年产200吨电子级浆料项目，通过一体化布局进一步降低成本，同时加强供应链的稳定性和加速银粉的国产化进程。
银包铜有望成为近一两年的银浆主流降本技术，当前银浆降本银包铜方案进入性能/寿命测试，电镀铜方案和设备的研发正在加速推进。应用银包铜技术不需要增加产线设备，只需进行浆料更换和小幅改进。
电镀铜效率高，无寿命风险，随着设备和工艺成熟，后期有望替代银包铜，成为最终方案。东威科技、太阳井、捷得宝等正在开发HJT电镀铜设备。迈为与SunDrive合作，多次打破铜电镀HJT电池效率纪录。
全年TOPCon银浆产品销量占比预期在50%左右。
相较于PERC银浆，TOPCon银浆的加工费要高40%-50%,HJT银浆加工费会比PERC和TOPCon更高。PERC电池银浆已经做到80%以上的国产粉占比；TOPCon电池正、背面银浆综合起来看，年底国产粉导入有望达到50%左右占比；HJT产品目前还是以进口银粉为主。
2023年全球银浆需求量合计超4500吨，2024年将继续增加1000吨左右需求，达到5500吨以上。
光伏胶膜及胶膜原料粒子——光伏胶膜位于电池片上下两侧，为光伏组件中电池和背板、电池和玻璃之间的粘接材料，属光伏组件的关键封装材料，对太阳能电池组件起到封装和保护的作用，能提高组件的光电转换效率，并延长组件的使用寿命。
按照技术类型，光伏胶膜主要包含EVA胶膜、POE胶膜，其中前者又包含白色EVA胶膜和透明EVA胶膜，后者包含纯POE胶膜和共挤POE胶膜。目前，占据市场主流的仍为EVA胶膜，但随着N型技术的大规模量产，具有优秀阻水性能和抗PID性的POE胶膜需求渐起。
EVA胶膜以EVA树脂为主要原材料，POE胶膜以POE树脂为主要原料，EPE胶膜则是EVA+POE+EVA结构，是由POE和EVA树脂通过共挤工艺而生产出来的交联型胶膜。
EVA凭借较佳的光学性能、粘结性、成本相对低廉且适配P型电池组件结构，是当前市场上最主流的光伏胶膜。
N型电池与组件对防水性要求提高，而POE以其更好的水汽阻隔率与耐候性能、抗PID等，与N型有更好的适配性。
EVA供给2023年继续紧缺并有望在2024年缓解，POE预计将在2023/2024年持续紧缺。
光伏胶膜市场集中度较高，行业竞争格局较为稳定，但新进入者众多。目前各大胶膜厂已实现上市融资并加大扩产速度，有能力锁定紧缺上游资源的胶膜企业将持续扩大市占率优势。光伏胶膜市场，福斯特占据着一半以上的市场份额。2023年上半年福斯特光伏胶膜出货96,724.20万平米，同比增长57.15%。年报披露，福斯特光伏胶膜产品覆盖了透明EVA胶膜、白色 EVA胶膜、POE胶膜、共挤EPE胶膜等当前市场上主要的产品种类。
光伏胶膜企业在POE胶膜的进展情况：
福斯特针对高效TOPCon电池、HJT电池、SMBB组件、IBC组件等新技术推出了多系列封装材料组合解决方案。
海优新材TOPCON单层POE胶膜已开始批量供货，根据TOPCON的单玻、双玻组件类型公司均可提供不同新型胶膜解决。
赛伍技术针对TOPCon 电池组件，公司的TOPCon 专用POE 胶膜在部分一线组件厂商已测试合格，开始小批量试用。
鹿山新材设立鹿山新材光伏产业基地及光电新能源产业创新基地项目，包括光伏胶膜的研发及生产，尤其是更适用于N型组件的POE胶膜。
POE胶膜因优异的耐老化性、低水汽透过率以及抗PID性能等特点，能够确保组件使用更长久，迎来了广阔的市场空间。根据研究，预计2025年全球光伏胶膜市场规模将达到625亿元，其中POE胶膜的市场空间将达116亿元。POE国产化难点我国光伏胶膜行业市场比较集中，但能量产POE胶膜的公司还不多。目前，我国面临POE粒子高碳α-烯烃技术、茂金属催化剂以及溶液聚合技术三大壁垒。因此，POE粒子的供给主要由海外龙头主导。
面对如此庞大的需求市场，之前我国对POE胶膜的需求几乎都是依靠进口来满足，生产厂商都是海外厂商，例如陶氏化学、LG、三井等。
万华化学是国内首家POE中试装置成功开车及首个可以产出光伏级POE产品的企业。万华化学于2021年3月份打通了整个POE的流程，预计2024年一季度20万吨的产品会正式投产。茂名石化目前已投产1000吨中试装置，五万吨装置正在规划中。万华化学中试产品于2021年开始向市场中供应，京博石化、茂名石化、东方盛虹的POE中试也已经于2021年开启。国内已经宣布布局POE的企业有：万华化学、浙江石化、斯尔邦、鼎际得、诚志股份、卫星化学、天津石化、惠生工程、京博石化、茂名石化等，合计规划生产能力达到220万吨/年。
关于POE国产化进程预测，2024年是非常关键的一年。因为2024年像万华、京博，包括其他一些想做国产化的粒子厂家都要进入量产阶段，第一个工厂能不能顺利投放出来是很关键的。
EVA或EPE会分解产生具有腐蚀作用的酸性物质，POE胶膜水汽阻隔性能较好，且具有较高的化学稳定性，相较于前者，更加适合n型光伏电池的发展需求。根据CPIA，2022 年单玻组件封装材料仍以透明 EVA 胶膜为主，约占 41.9%的市场份额，POE 胶膜和共挤型 EPE 胶膜合计市场占比提升至 34.9%，随着未来 TOPCon 组件及双玻组件市场占比的提升，其市场占比将进一步增大。
2022-2030年不同封装材料的市场占比变化趋势
光伏背板——光伏背板曾经的“三剑客”赛伍技术、中来股份、明冠新材。
光伏背板的主要作用是保护太阳能电池，使太阳能电池能够在恶劣的环境下长时间正常工作，水汽阻隔、绝缘、耐候是该产品的三大基本功能，此外，背板还应具有在光伏组件层压温度下外观不形变，与硅胶及EVA胶膜粘合牢固等特性。
光伏背板种类包含复合型光伏背板、涂覆型光伏背板、共挤型光伏背板等。根据财报披露，中来股份已拥有双面涂覆型及一面涂覆一面复合结构系列背板产品，双面涂覆型背板为主打产品。
光伏玻璃——
其强度、透光率等直接决定了光伏组件的寿命和发电效率。在光伏组件成本构成中，光伏玻璃约占7%左右。
光伏玻璃生产商，信义光能、福莱特两大厂家的市占率占比超过50%，光伏玻璃“双霸”格局稳定多年。截至2023年6月30日，信义光能、福莱特的光伏玻璃产能分别为21800吨/天、20600吨/天。
光伏焊带——俗称涂锡铜带，按用途主要分为汇流焊带和互连焊带。尽管只占光伏组件成本的2%左右，但光伏焊带是组件上重要的导电聚电材料，其品质优劣在电池片的焊接过程和组件的使用过程中直接影响电池片的碎片率、使用寿命，光伏组件电流的收集效率、功率等重要指标。
焊带技术方向是“细化”，将来更是要求“低温”，核心原因是可以配合组件提效降本。随着组件技术的迭代，焊带先由矩形变为圆形，再逐步由目前的0.3mm左右的线径逐步迭代到0.25mm左右，再到0.2mm。目前的0.3mm左右线径主要与P型电池搭配，组件是MBB，可以称为MBB焊带。MBB是目前主流的组件技术路线。
23年开始，0.25mm及更细的线径（0.2mm）将与N型Topcon同时放量，组件是SMBB（超级多主栅），可以称为SMBB焊带。受到光伏需求高景气、多主栅渗透率提升拉动，SMBB应用进程提速。预期SMBB焊带市场占比由22年的9%上升至23年的15%，紧跟N型TOPCon放量步伐。
低温焊带是未来焊带升级方向。常规焊带的焊接温度高，难以满足HJT电池组件封装需求，低温焊带将解决工艺难题。再往后，随着HJT电池片的放量，低温焊带的用量将会加速。
光伏焊带市场具备小而美特点，行业呈现双龙头格局，行业集中度将进一步提升。
光伏焊带企业，组件巨头天合光能押注的宇邦新材以15%左右的市场占有率稳居光伏焊带行业第一。2023年上半年，宇邦新材实现营收收入12.9亿元，同比增长33.11%；净利润0.73亿元，同比增长49.47%。分产品来看，互联带占营收比重78.56%；汇流带占营收比重19.75%。根据公司预计，2024~2027年，宇邦新材产能预计将达34500吨、39500吨、44500吨及49500 吨，产能扩张持续推进。同享科技市占率10.20%排名第二；其它厂商太阳科技、泰力松、威腾股份、易通科技、爱迪新能的市场份额较为分散。
光伏边框——是光伏组件的重要辅材，具有轻质化、高强度、耐候性高、耐腐蚀性强的特点，主要用于固定、密封太阳能电池组件，增强组件机械强度，提高组件整体的使用寿命，便于光伏组件运输及安装。
从成本占比来看，边框仅次于电池片，是光伏组件的第二大成本，属于价值较高的组件辅材，在光伏组件成本结构中，电池片成本占据比例约55%，以目前通用的铝边框尺寸及重量来看，光伏边框占比在13%左右，高于EVA、玻璃、背板、焊带等其他辅材，是成本占比最高的辅材。
发展现状及前景或突破——在中国光伏行业发展之初，铝合金依靠重量轻、耐腐蚀性强、成型容易等特点成为主要组件边框材料。但近年来，随着光伏组件应用场景越来越广，组件需面临的极端环境越来越多，对组件边框技术与材料的优化和变革也势在必行，衍生出了无框双玻组件、橡胶卡扣边框、钢结构边框、复合材料边框等多种边框替代方案。经过长期的实践应用证明，在众多材料的探索尝试中，铝合金由于本身特点脱颖而出，显示出铝合金的绝对优势，在可预见的未来，其他材料暂未体现出替代铝合金的优势，铝边框仍然有望维持较高的市占率。目前铝合金材料在光伏组件边框市占率达95%。
目前市场出现的各种光伏边框方案的根本原因是光伏组件的降本需求，但随着2023年铝价回落至较为稳定的水平，铝合金材质的性价比优势愈发凸显。另一方面，从材料循环再生利用角度来看，相比其他材料，铝合金边框具有极高的再利用价值，且循环再利用工艺简单，符合绿色循环发展理念。
光伏边框企业主要参与者——光伏边框行业整体较为分散，CR4包含永臻科技、鑫铂股份、中信渤海、营口昌泰。产能最大及市占最高的为正冲击IPO的永臻科技。
目前光伏铝边框行业内当前仍存在较多中小企业，但在龙头企业进一步凭借其自身资金、工艺精度、生产管理等优势新增并释放产能，抢占市场份额并巩固客户认证壁垒，同时在新技术、新产品、新工艺和产能布局方面一直引领行业，头部企业优势愈发明显，竞争力不足的中小企业将被市场相继淘汰，光伏边框行业企业集中度将进一步提高。
该环节龙头企业正冲击IPO（永臻科技），另一龙头鑫铂股份（003038.SZ）市值太小（51.61亿元）。
接线盒——接线盒仅占光伏组件成本的2.6%，但其是必不可少的重要部件，主要作用是将太阳能电池组件所产生的电力与外界进行连接，输送光伏组件所产生的发电电流，并且在光伏组件因为污染遮挡出现热斑效应时自动启动旁路保护电路，起到保护组件的作用。
2022年，通灵股份接线盒销量5843万套，市场占比约13.97%。
芯片接线盒、智能接线盒是二极管接线盒的下一代产品。芯片浇筑接线盒拥有更好的性能与更高盈利能力。芯片浇筑接线盒由于其封装环节优势突出，成本端较二极管接线盒低2元/套左右，毛利率较二极管有显著优势，同时能满足下游组价大电流要求。接线盒目行业格局较为分散，龙头掌握资金、技术与成本优势。传统接线盒技术壁垒不高，参与厂家较多。随着下游客户集中度不断提升，对供应链管理和产品可靠性要求加强，接线盒环节有望实现尾部出清，集中度提升。
光伏辅材辅料HJT靶材研究。
靶材：24年靶材降本重要性凸显，重点关注后续三大影响
24年及以后浆料和设备继续降本空间相对有限，后续靶材耗量降低对于HJT成本端影响至关重要，但与此同时，靶材的加速下降预计对其他环节也会产生较大影响。
（1）靶材&PVD设备简介
靶材可分为溅射靶材和蒸镀材料，光伏HJT中常见靶材均属于溅射靶材中的化合物靶材；
ITO核心关注透光性和导电性，透光性与光学禁带宽度和等离子振荡频率相关，导电性与镀膜设备PVD设备和工艺高度相关，核心指标是迁移率，高迁移率的TCO薄膜是获得高Jsc的关键，无铟靶材迁移率一般需40以上材不掉效率；HJT中最为常见的是氧化铟含量占比99%的ITO材料。
（2）降低靶材耗量的三条技术路径
目前HJT的单W靶材耗量已从20mg降到13.5mg，对应单W靶材约为0.03元；后续HJT靶材耗量下降方式主要包括三种，设备优化、叠层膜和铟回收：
设备优化：23年底靶材耗量12mg/W，成本0.026元/W；24年低靶材耗量10mg/W，成本0.02元/W；
叠层膜：现在行业内主流是有铟比无铟1:1的叠层膜，年底有望做到1：2，后续预计可做到1:3，届时靶材耗量将会降到6mg/W，对应靶材成本约0.013元/w；
铟回收：铟的耗量中约60%是在生产过程中损耗，若继续叠加铟材料的回收，结合无铟靶材的逐步深入，铟耗量有望降低至1mg/W，对应靶材成本约0.002元/w。
（3）靶材降本之后的三大进一步影响
24年底靶材成本降至10mg/w时，预计HJT和TOPCon的成本回收周期拉平或更短；
靶材成本下降后银包铜路线的胜率获得提升：靶材成本可下降后，银包铜浆料成本极值可进一步下降，对应单W电池片成本可与topcon基本打平，HJT依靠0BB+银包铜也可做到成熟商业化的产品，胜率再次提升；铜电镀若只提效0.3%性价比降低，由必要属性变为期权属性，
后续低铟化或无铟化靶材的导入与栅线宽度和密度关系较大，0BB有望受益：由于低铟靶材导入后导电性略有影响，因此如果栅线可做到更细更密会更为匹配，0BB有望受益；目前丝印主流栅线宽度为30-40μm，钢板印刷可以做到25μm，后续有望做到20μm。
（4）靶材&设备市场空间
靶材市场空间：2023-2025年靶材市场空间预计分别为2.5、8.5、12.0亿元，当HJT当年出货达400GW时，对应靶材市场空间预计为18亿元；
设备市场空间：2023-2025年设备市场空间预计分别为27.5、42.0、70.0亿元，当HJT当年扩产峰值达400GW时，对应靶材市场空间为120亿元。
2.4 逆变器行业投资机会
光伏胶膜行业，在2023年的发展可谓是头尾两难。根据此前披露的半年报看，2023年上半年，光伏胶膜企业的业绩普遍不及预期，出现下滑甚至亏损的情况。像海优新材、鹿山新材、赛伍技术、天洋新材等企业都出现了上述情况。
三季度以来，光伏胶膜行业像是迎来了发展的曙光，出现量价同升的情况，各光伏胶膜企业的盈利能力也有所改善和恢复。但是，就在光伏胶膜行业三季度出现出货小高潮后，受到光伏胶膜价格下滑、组件仍存在高库存的情况下，四季度光伏胶膜企业的业绩或将再度遇冷，出现颓势。
2023年受到整个光伏行业产能过剩的影响，组件环节高库存状态持续维持。三季度作为此前的光伏传统旺季，市场表现也不是很良好。
根据光伏胶膜11月20日的最新价格来看，EVA胶膜（透明）的均价已经跌至7.68元/平方米；EVA胶膜（白色）的均价已经跌至8.48元/平方米；POE胶膜跌至14.72元/平方米；EPE胶膜的均价也跌至9.9元/平方米。其中，POE胶膜价格与11月初相比，已经下跌2%-4%。
光伏胶膜行业的困境，并不是在四季度才开始显现出来的。早在今年的二季度，光伏胶膜行业的发展就出现了明显的阻碍。今年硅料价格下跌已经贯穿光伏产业，在硅料价格下行的情况下，组件端处于观望状态，采购光伏胶膜的意向不断下降。
因此，在2023年二季度，胶膜的价格一路走低，数据显示，4月初，EVA胶膜价格11元/平方米；7月初，EVA胶膜价格下跌到8.5元/平方米，跌幅达到23%。
在这样的情况之下，2023年上半年，光伏胶膜企业的业绩普遍承压，出现惨不忍睹的情况，企业表示，公司业绩不佳，与光伏胶膜毛利率下降有关。
光伏胶膜行业的各企业诸如赛伍技术、海优新材、鹿山新材、天洋新材等都出现了业绩下滑或是亏损的情况。
2023年9月，赛伍技术相关人士在2023年半年度业绩说明会上也表示，“因受到市场环境、供需情况、原材料价格波动等方面因素影响，包括赛伍技术在内行业大多数胶膜厂商上半年均处在亏损中（注：主要指光伏胶膜业务）”。
进入三季度，光伏胶膜行业迎来了出货的小高峰。伴随着7/8月硅料价格探底，组件厂商三季度的排场有所上升，观望情绪下降。随着组件环节开工投产的比例不断提高，三季度光伏胶膜企业的业出货量开始上升。同时，三季度开始，由于EVA粒子价格的上涨，EVA胶膜的价格也随着水涨船高。在双重利好因素叠加的情况之下，光伏胶膜企业三季度的业绩有所回春。
其中，作为光伏胶膜市占率超过50%的胶膜龙头企业福斯特，2023年第三季度，其实现营收60.34亿元，同比增长33.2%，归母净利润5.46亿元，同比增长14.7%。对于业绩的上升，福斯特方面表示，2023年前三季度，福斯特光伏胶膜出货量为15.95亿平，同比增长77%；其中，第三季度出货6.3亿平，环比增长24%，主要是硅料价格企稳后组件排产提升带来的出货量的增长。
不过，最近从价格来看，尤其是2023年九月底，光伏EVA粒子和EVA胶膜价格下跌迅速。其中， EVA粒子价格从16200元/吨，下跌到14780元/吨，下降了8%。
EVA粒子的价格不断下跌，另一端，组件的价格也在一路走跌，甚至在1元/瓦的范围内游走。在这样的情况下，组件企业自然希望光伏胶膜价格跟着下跌，而在EVA粒子降价的情况下，胶膜价格也开始不断走低。到十月底，EVA粒子的价格已经下降至12555元/吨。
由于EVA粒子的库存周期为1个月左右，因此，11月降价后的光伏胶膜是搭配10月的EVA粒子的价格。这也就意味着，11月起光伏胶膜的盈利压力上升。而POE方面也在不断的调价，想要通过POE胶膜的盈利去补贴EVA胶膜的亏损，还是比较困难的状态。
出货方面，由于四季度组件企业还是存在高库存的一个状态，甚至到明年春节前都主要以去库存为主要目标。所以，组件端各家厂商四季度采购胶膜的意愿会有所减弱。那么，光伏胶膜企业四季度想要实现出货量的大幅上升也是不太可能出现的事情。
光伏胶膜环节作为偏轻资产但是重运营的行业，竞争格局较为稳定。目前来看，行业的集中度较高，其中胶膜老大福斯特的市占率约为50%-60%。
在P型技术更迭至N型技术的当下，对光伏胶膜的需求也开始走向多元化。因此，光伏胶膜市场也出现了多种封装方案并存的情况。不同的组件企业在选择胶膜的方案上也会有所不同，包括双POE胶膜、双EPE胶膜、EPE+EVA、POE+EVA方案等。
2.5动力电池行业投资机会
2023年至今十大动力/储能电池巨头至少已签署41个重大合约，总规模合计超500GWh，这甚至超过了2022年国内动力电池与储能电池销量之和。具体到企业层面，宁德时代(300750.SZ)、蜂巢能源与瑞浦兰钧位居前三位，其中宁德时代与蜂巢能源订单规模均超100GWh。
2023年1-10月，中国动力和储能电池产销量分别为611.0GWh和557.6GWh。同期，中国动力和储能电池合计出口达115.7GWh，占前10个月销量的20.8%。其中，动力电池出口101.2GWh，占比87.5%，同比高增105.4%；储能电池出口14.5GWh，占比12.5%。
今年前10个月，国内动力和储能电池产销量差额达53.4GWh，同时，中国所销售的动力和储能电池中，有超过五分之一的产品实现出口，供应海外市场。这表明，国内动力和储能电池结构性产能过剩的情况显现，产品出口量在总销量中已占据较为可观的份额，且增速较高，增长势头强劲。电池企业方面，机构数据显示，以大致出口模型粗略统计，今年1-10月中国动力和储能电池出口TOP9企业包括：宁德时代、孚能科技、比亚迪、国轩高科、欣旺达、瑞浦兰钧、亿纬锂能、微宏动力和蜂巢能源。市场方面，伴随全球汽车、储能等产业变革，能源转型加快推进，动力和储能产业全球化融合发展是大势所趋。值得注意的是，目前海外锂电供应链尚不成熟，中国锂电企业“拥抱‘全球化’”，正值海外市场需求旺盛期。
2023年10月及1-10月国内动力电池装车量数据及排行榜TOP15数据显示，10月，我国动力电池装车量39.2GWh，同比增长28.3%，环比增长7.6%。其中三元电池装车量12.3GWh，占总装车量31.4%；磷酸铁锂电池装车量26.8GWh，占总装车量68.5%。
1-10月，我国动力电池累计装车量294.9GWh, 同比增长31.5%。其中三元电池累计装车量93.9GWh,占总装车量31.8%；磷酸铁锂电池累计装车量200.7GWh,占总装车量68.1%。
10月份国内动力电池企业装车量TOP15分别是：宁德时代、比亚迪、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、蜂巢能源、瑞浦兰钧、孚能科技、正力新能、欣旺达、LG新能源、多氟多、安驰新能源、捷威动力、领湃新能源。
1-10月国内动力电池企业装车量TOP15分别是：宁德时代、比亚迪、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、蜂巢能源、LG新能源、孚能科技、正力新能、瑞浦兰钧、多氟多、捷威动力、力神、安驰新能源。
具体来看，产量方面，10月，我国动力和储能电池合计产量为77.3GWh，环比略有下降，降幅为0.1%，同比增长23.2%。1-10月，我国动力和储能电池合计累计产量为611.0GWh，累计同比增长41.8%。
销量方面，10月，我国动力和储能电池合计销量为75.0GWh，环比增长4.7%。其中，动力电池销量为61.0GWh，占比81.4%，环比增长1.5%，同比增长19.5%；储能电池销量为13.9GWh，占比18.6%，环比增长21.9%。
1-10月，我国动力和储能电池合计销量为557.6GWh。其中，动力电池累计销量为486.0GWh，占比87.2%，同比增长37.1%；储能电池累计销量为71.6GWh，占比12.8%。
新能源汽车产业的快速发展助推了动力电池产业需求量的增长。10月，我国动力电池装车量39.2GWh，同比增长28.3%，环比增长7.6%。其中，三元电池装车量12.3GWh，占总装车量31.4%，同比增长14.0%，环比增长0.8%；磷酸铁锂电池装车量26.8GWh，占总装车量68.5%，同比增长36.4%，环比增长10.9%。
1-10月，我国动力电池累计装车量294.9GWh, 同比增长31.5%。其中，三元电池累计装车量93.9GWh，占总装车量31.8%，同比增长6.7%；磷酸铁锂电池累计装车量200.7GWh,占总装车量68.1%，同比增长47.6%。
市场集中度提升
10月，我国新能源汽车市场共计35家动力电池企业实现装车配套，较去年同期减少5家。排名前3家、前5家、前10家动力电池企业动力电池装车量分别为30.8GWh、34.7GWh和38.3GWh，占总装车量的比例分别为78.7%、88.4%和97.8%。
1-10月，我国新能源汽车市场共计48家动力电池企业实现装车配套，较去年同期减少3家，排名前3家、前5家、前10家动力电池企业动力电池装车量分别为237.0GWh、261.8GWh和287.0GWh，占总装车量的比例分别为80.4%、88.8%和97.3%。
具体来看，今年10月，国内动力电池装车量排行前三分别被宁德时代、比亚迪、中创新航牢牢占据，装车量分别为16.78GWh、10.28GWh、3.79GWh，市占率分别为42.81%、26.23%、9.67%。
1-10月，国内动力电池装车量排行前三依然是宁德时代、比亚迪、中创新航，装车量分别为126.08GWh、84.28GWh、26.6GWh，市占率分别为42.76%、28.58%、9.02%。
1-10月国内新能源乘用车累计出口同比高增，10月欧洲主流十国新能源车销量同比提升。根据乘联会数据，10月新能源乘用车零售76.7万辆，同环比+37.5%/+2.7%；新能源乘用车渗透率37.8%，同环比+7.6/+0.9pcts；新能源车出口11.2万辆，同环比+8.2%/+22.9%，其中纯电动占比90.3%；1-10月新能源车累计出口84.5万辆，同比+84.1%。10月份欧洲主流十国新能源汽车销量19.4万辆，同环比+10.9%/-12.0%；新能源汽车渗透率22.3%，同环比-2.4/-1.1%。
23年1-10月新能源乘用车同比上升，渗透率同比提升。23年1-10月新能源乘用车累计零售595.4万辆，同比+34.2%；新能源车渗透率34.5%，同比+8.0%。新能源乘用车累计批发680.0万辆，同比+35.5%；累计产量683.5万辆，同比+31.5%。
2.6碳酸锂行业11月23日电池级碳酸锂指数139804元/吨，环比上一工作日下滑2676元/吨；电池级碳酸锂13.3-14.6万元/吨，均价13.95万元/吨，环比上一工作日下滑0.25万元/吨；工业级碳酸锂12.3-13.6万元/吨，均价12.95万元/吨，环比上一工作日下滑0.35万元/吨。今日锂盐市场现货价格依然弱势运行，市场中买卖成交清淡，多数锂盐企业长单销售为主，但个别锂盐企业散单销售价格延续回落状态，贸易企业延续下调现货价格促成交策略，下游拿货意愿仍低，但在价格连续下跌后，拿货的心态略微转变。
自今年7月21日上市以来，碳酸锂期货价格相较于上市首日挂牌价24.6万元/吨已近腰斩，如今徘徊在13万元/吨附近。
出现此情况的原因，或与当前期货市场对碳酸锂后市远期预期较弱有关，当前锂价已经导致部分锂盐厂成本压力加大，部分外采锂云母的厂商已经处于亏损状态，锂盐厂挺价带动碳酸锂现货市场呈现升水状态。
2023年以来，受到产能过剩影响，碳酸锂价格不断走低。数据显示，电池级碳酸锂价格从年初50万元/吨一路下跌，到如今不足15万元/吨，年内跌幅已经超过70%。
近期碳酸锂期现价格下跌主要归因于市场供需关系变化。一方面，近期全球电动汽车市场的需求有所放缓，导致电池原料需求预期趋于谨慎；另一方面，此前三年碳酸锂现货价格高位运行，推动以非洲为重点区域的全球锂矿资源大规模勘探开发，市场预期新增锂盐供应将在明后两年集中投放。
期货市场上，随着碳酸锂期货交割日益临近，多空资金博弈加剧。
广期所披露的会员持仓显示，当前空头持仓集中度显著高于多头，需警惕临近交割时资金离场带动盘面波动加剧。
从持仓来看，碳酸锂主力合约LC2401反映着市场对2024年1月的价格预期，该合约近期持仓量不降反涨。截至11月22日收盘，该合约总持仓量达到了11.78万手，且近期主力合约总持仓量维持在11万手以上。
根据碳酸锂期货合约的交易单位为1吨/手，目前LC2401合约持仓量太高，大量涌入的资金若持有到期并参与交割，不排除交割品不足的问题。
从现货产量来看，据中国有色金属工业协会锂业分会统计，2020年、2021年、2022年我国碳酸锂产量分别为18.7万吨、29.82万吨、39.50万吨。这意味着明年1月份要交割10万吨碳酸锂现货，约是2022年全年产量的三分之一。
不过目前的持仓水平不代表合约进入交割月的持仓量。
根据《广州期货交易所风险管理办法》和《广州期货交易所碳酸锂期货、期权业务细则》，临近交割月份持仓限额将逐步缩小，至交割月份法人客户的投机持仓为300手，具有套保资格的客户可以根据其现货保值需要向交易所申请额外持仓额度。
到12月份碳酸锂将逐渐开启仓单注册。临近交割，考虑工业级碳酸锂交割贴水2.5万元/吨，持货方交割的可能性不大，那么只有电池级碳酸锂参与交割，这样就有交割的卖方数量与持仓量的对比问题。近月合约持仓10万手附近，未来减仓会引发价格较大波动。
根据《广州期货交易所碳酸锂期货、期权业务细则》，基准交割品应该符合《中华人民共和国有色金属行业标准电池级碳酸锂》（YS/T582-2013）的要求，其中，Li2CO3含量≥99.5%，“Li2CO3含量≥99.5%”指标表示标准交割品为电池级碳酸锂；替代交割品关键指标之一Li2CO3含量≥99.2%，则是指工业级碳酸锂，替代交割品较标准交割品贴水2.5万元/吨。以上两个等级的碳酸锂也是业内最为常见的产品。
长期来看碳酸锂供应过剩，所以会出现价格重心下移、倒逼高成本供应退出的情况。魏朝明认为，当前市场摆脱外购锂云母生产碳酸锂等高成本路线，向更低的价位寻求支撑。当前碳酸锂期货多数合约运行在12万元/吨附近，是市场整体对明年供需均衡价位的阶段性判断。
碳酸锂价格观点：
最开始都在讨论15w，现在期货现货都破了15w，可能12w会稳一下，之后再向10w跌过去。情绪没那么乐观。
最根本的还是要供需关系。之前觉得澳矿能顶住，现在看澳矿变了结算方式，没有那么坚挺。如果澳矿大规模进入中国市场，代表大家都是自由竞争，不像之前搞拍卖，还想拉一下价格，影响还是很大。
价格还有成本支撑，长期看不能跌破成本价。成本分布上，锂云母第一波跌破，然后锂辉石，然后盐湖，这是现金成本。如果再算摊销等，有的矿山收购成本特别高，摊下来单吨1-2w。
三、新能源行业重大事件
1、德国，2023光伏新增将达13GW
日前，德国工程协会VDI对外表示，德国今年的新增光伏装机容量或会远远超过政府目标。据该协会报告，今年德国光伏新增装机容量将达到13GW，而政府目标是9GW。
VDI表示："光伏技术正逐步成为德国电力供应的基石。太阳能行业乐观地认为，它将实现德国政府的目标，即至2030年，光伏电力装机容量从目前的约78GW增至215GW，几乎增长两倍。”
然而，VDI可再生能源专家GerhardStryi-Hipp警告称，当务之急是进一步发展德国的能源市场，确保间歇性可再生能源电力份额的增长不会降低德国供应安全的高水准。
协会还呼吁实现光伏系统生产国的多样化，以减轻对中国的"依赖"，强化国际竞争。
协会表示："德国在太阳能和生产技术方面仍然拥有很高的专业技术水平，这使得重建光伏产能、参与光伏市场的强劲增长成为可能。德国计划将太阳能光伏发电作为核心能源之一，其目标是至2030年，将可再生能源电力占比提高至80%。”
2、市场关注美国对光伏贸易政策可能的变化，目前美对我国光伏贸易壁垒有四
股价下跌40%！这家国际氢能巨头明年或破产倒闭
自上周五以来，美国绿色氢技术公司Plug Power的股价下跌了40%。
当时，该公司在其第三季度业绩中承认，由于计划停电和不可抗力的综合影响，其供应网络受到了严重干扰，并警告称由于持续的经营亏损，明年可能会破产倒闭。
Plug Power首席执行官Andy Marsh强调，“在过去的几个月里”，加州的加氢站没有氢气供应或供应有限，氢气价格上涨至每公斤30美元以上。这也对Plug的传统物料搬运业务(即燃料电池叉车)的运营产生了严重影响。
Marsh说：“本季度我们有7个加氢站点无法上线，这意味着超过1500万美元的收入。”
就目前而言，该公司本季度的收入仅为1.99亿美元——与第二季度的2.602亿美元相比大幅下降——毛利率为-69%，而上一季度的毛利率为30%。
Plug Power预计，其自己生产绿色氢的成本是从工业气体公司购买的三分之一。上周四收盘时，Plug的股价为5.93美元，但上周五晚间收于3.53美元。
在提交给美国证券交易委员会(SEC)的一份10季度文件中，该公司进一步透露，“预计在可预见的未来将产生经营亏损，因为它将继续投入大量资源，扩大目前的生产和制造能力，建设氢气工厂，并为收购额外库存提供资金，以提供我们的最终产品和相关服务”，截至9月底，其累计赤字已达到38亿美元。
因此，Plug“预计其现有现金、可供出售和股权证券将不足以为其未来12个月的运营提供足够资金”。
欧洲议会新一轮投票通过了《净零工业法案》(以下简称NZIA)，该法案致力于将太阳能光伏、电池储能和风能等可再生能源技术的陆上制造转移到欧盟。
此次欧洲议会通过的文本涵盖了17项技术，包括：可再生能源(风能和太阳能)、核能(裂变、聚变、燃料循环)、储能、氢能、电动汽车充电、热泵、能源效率、热能分配和电网、热核聚变、能源和碳密集型工业的电气化和高效工业流程、生物材料生产和回收等。
议会的这一决定既得到了欧洲太阳能行业代表的赞同，也引发了他们的一些担忧。现在，法案将通过与欧洲理事会的谈判来明确具体内容。
欧盟表示，NZIA的目标是使欧洲能够利用内部制造的产品满足其40%的清洁能源开发需求。议会昨天对该法案的最终修正案进行了表决，将范围扩大到"包括生产净零技术的部件、材料和机械在内的整条供应链"。
议会在提案中表示："鉴于净零技术的复杂性和跨国性，为确保获得这些技术而采取的、不协调的国家层面的措施极有可能扭曲竞争，分裂单一市场。因此，为了保障单一市场的运作，有必要建立一个共同的欧盟法律框架，通过提升欧盟在净零技术领域的应变能力和供应安全，共同应对这一核心挑战。"
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
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